Кислотное воздействие на горные породы (стр. 17 )

Решение. По рис. 3.1 для vp = 0,03 м3/кг максимальная температура tр = 175°С, а остаточная концентрация раствора х’p = 6,5%.

Литература к главе 3

, , Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. М. Недра, 1984, с. 225. Расчеты при добыче нефти и газа, М. Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. , 2008, с.295.

4 Реагенты, используемые при кислотном воздействии

4.1 Общие сведения

В настоящее время наблюдается устойчивая тенденция снижения извлекаемых запасов углеводородного сырья. Новые месторождения, вводимые в эксплуатацию, часто представлены низкопродуктивными, слабопроницаемыми коллекторами, запасы которых относятся к категории трудноизвлекаемых.

В подобных коллекторах приток жидкости и газа к скважинам обычно очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Кроме того, даже в высокопроницаемых коллекторах околоскважинная зона более всего подвержена процессам засорения, которые в значительной степени ухудшают продуктивность скважины в процессе добычи.

Поэтому для облегчения притока или поглощения жидкости в скважине прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Для восстановления гидродинамической связи пласта со скважиной приходится проводить работы по интенсификации притоков нефти и газа химическими и другими методами, позволяющими в существенной мере реализовать потенциальную продуктивность скважины.

Проницаемость пород призабойной зоны улучшают искусственным увеличением числа и размера дренажных каналов, повышением трещиноватости пород, а также удалением смол и парафина, осевших на стенках поровых каналов.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями и причинами, вызвавшими уменьшение притока.

Кислотные обработки дают хороший результат в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Кислотные обработки карбонатных коллекторов являются наиболее распространенным способом химического воздействия на призабойную зону скважин для интенсификации добычи нефти. Несмотря на многолетний опыт применения и большой объем проведенных исследований, направленных на совершенствование и повышение эффективности метода, значительная часть обработок не дает положительных результатов. По различным оценкам, успешность проведения кислотных обработок на многих месторождениях не превышает 30 % [1, 2, 3]. Так как работы по кислотной обработке не требуют высоких затрат, разработке более дорогостоящих технологий и детальному исследованию процесса не уделяется существенного внимания.

Все это привело к тому, что на сегодняшний день существуют различные технологии проведения кислотных обработок от кислотных ванн с «нулевой» скоростью обработки до критических скоростей с превышением давления разрыва с формированием кислотного ГРП. Однако, при наличии широкого спектра кислотных систем до сих пор нет ясности при каких условиях наиболее эффективно применять ту или иную технологию.

С другой стороны, на экспериментальном уровне доказано наличие оптимального режима закачки, зависящего от безразмерного числа Дамколера и связанного с формированием "червоточин" в процессе кислотной обработки [4]. Применение выводов этих экспериментов на промысловом уровне отсутствует, так как недостаточно разработана теоретическая база, описывающая эти эффекты.

Для интенсификации добычи нефти используют органические или неорганические химические реагенты – как индивидуальные вещества (кислоты, щелочи, синтезированные поверхностно-активные вещества, полимеры), так и композиции веществ, в том числе представляющие собой отходы крупнотоннажных нефтехимических или иных производств.

Цель воздействия – восстановление или улучшение фильтрационной характеристики пласта, главным образом за счет увеличения его проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Иными словами, выделяются два направления воздействия на пласт:

1) увеличение дебита скважин по нефти;

2) ограничение притока воды в добывающие скважины.

В некоторых случаях можно выделить и другие задачи воздействия, например, предотвращение механического разрушения призабойной зоны пласта, ограничение выноса песка и других компонентов и т. д.

Для воздействия на ПЗП с целью увеличения притока используют химические реагенты двух классов:

1) реагенты-кислоты;

2) реагенты некислотного происхождения.

При воздействии кислотами определенная часть скелета пласта вступает в реакцию и растворяется, увеличивается проницаемость пласта (таблица 2.1). Из таблицы видно, что, например, при взаимодействии соляной кислоты с известняком образуются хорошо растворимые в воде соли, а также углекислый газ и вода, которые при освоении скважины легко удаляются из пласта. В результате в породе образуются каналы растворения.

Выделяющийся СО2 оказывает также положительное воздействие, особенно при сверхкритических температурах (более 32 °С), когда СО2 независимо от давления находится в виде газа [5].

При определенных условиях в пласте могут образоваться студнеобразные гели или выпадать нерастворимые осадки, которые сужают, а порой и запечатывают каналы, что снижает эффективность кислотных обработок.

При воздействии соляной кислоты на глинистые компоненты скелета пласта помимо растворения окислов щелочных и щелочноземельных металлов происходит нежелательный процесс гелеобразования, который усиливается с ростом содержания HCl в рабочем растворе.

Основные требования к ингибиторам коррозии, добавляемым в рабочий раствор при СКО: снижение скорости коррозии в 25-100 раз при невысоких концентрациях; невысокая стоимость товарного ингибитора; хорошая растворимость в рабочем растворе; отсутствие влияния на подвижность раствора; отсутствие эффекта высаливания, т. е. невыпадение в осадок при снижении кислотности раствора; ингибитор не должен образовывать осадков с продуктами реакции основного процесса, т. е. с СаСl2, MgCl2 и др.

В солянокислотные растворы добавляют стабилизирующие компоненты и присадки для предотвращения выпадения трудноудаляемых гелеобразных соединений железа. Для этих целей используют уксусную или лимонную кислоту. С повышением содержания этих кислот «удерживающая» способность солянокислотного раствора возрастает.

Кроме ингибиторов коррозии, стабилизаторов и присадок в солянокислотный раствор добавляют другие реагенты, что повышает эффективность СКО, главным образом, благодаря увеличению проникающей способности рабочего раствора вглубь пласта и более полного охвата воздействием ПЗП по толщине и простиранию. Это замедлители реакции, гидрофобизаторы, загустители.

Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты различны для различных типов коллекторов и скважин.

Предельные значения этих параметров следующие: объем – 0,4-1,5 м3 на 1 м обрабатываемой призабойной зоны пласта: концентрация 12-16 % HCI с уменьшением ее в отдельных случаях до 8 % и увеличением до 20 %.

Наименьшие объемы кислоты в 0,4-1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого интервала призабойной зоны пласта применимы для малопроницаемых карбонатных пород при малых начальных дебитах скважин. Для этих условий принимается наиболее высокая концентрация раствора – с 15-16% HCI, а при отдельных обработках и 20 % НСl.

Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости следует планировать 1,0-1,5 м3 раствора кислоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

Для песчаных коллекторов первичные обработки рекомендуется начинать с малыми объемами раствора кислоты (0,4-0,6 м3 на 1 м мощности) при сниженной до 8,0-10 %-ной концентрации кислоты.

При двухрастворной обработке, когда в ПЗП последовательно закачивают солянокислый, а затем глинокислотный растворы, обеспечивается интенсивное одновременное воздействие как на карбонатные, так и на терригенные составляющие породы.

Двухрастворная обработка эффективна в терригенных коллекторах с содержанием карбонатных включений не менее 0,5 %.

При реализации любого метода воздействия на призабойную зону пласта для повышения дебита скважин (интенсификации притока) используют реагенты основного и вспомогательного назначения. Наибольшее количество химических веществ используют при солянокислотных обработках (СКО).

При пенокислотном воздействии на ПЗП, когда используют аэрированный или газированный кислотный раствор, механизм воздействия аналогичен соляно - и глинокислотной обработке. При этом происходит более равномерное распределение кислотного раствора по всей продуктивной зоне.

Основным объектом взаимодействия соляной кислоты с породой являются карбонатные материалы – известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят следующие основные реакции:

при воздействии на известняк

2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2;

при воздействии на доломит

4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2.

Хлористый кальций (CaCl2) и хлористый магний (MgCl2) – хорошо растворимые в воде соли. Углекислый газ (СО2) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. При обработке соляной кислотой нагнетательной скважины, продукты реакции можно не удалять из скважины, а продавливать в удаленные зоны пласта.

Уксусная кислота практически не вступает в реакцию с глинистыми составляющими пласта, но при взаимодействии высококонцентрированной уксусной кислоты (более 60%) с высокоминерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа происходит выпадение солей в осадок.

Сульфаминовая кислота не вступает в реакцию с глинами. Не происходит образования осадков при взаимодействии этой кислоты с пластовыми водами хлоркальциевого типа.

При выборе состава рабочей жидкости, используемой для кислотного воздействия на ПЗП, а также при проектировании технологических и физических параметров закачки все указанные возможные отрицательные эффекты должны учитываться.

6) особый случай реализуется при закачке сточной воды, обработанной ингибиторами коррозии. По новой технологии сброса воды на установках подготовки нефти не исключена возможность залпового сброса промежуточного слоя из отстойников в сточную воду и далее в нагнетательную скважину. Концентрация поверхностно-активных соединений в нефти промежуточного слоя достигает десятков процентов (асфальто-смолистые вещества), что в сотни и тысячи раз превышает критический предел концентрации мицеллообразования. Значительная часть этих природных ПАВ из нефти находится в связанном состоянии с водой, которая усиливает полярные свойства АСПО (т. н. закон Кона, по которому молекулы воды ориентируют поляризируемые части молекул смол и асфальтенов наружу, во внешнюю фазу). Все это определяет качественно иную структуру воды в АСПО, где она находится в пленочном состоянии, а не в виде глобул, что и определяет высокую устойчивость и вязкость. Присутствие ингибиторов коррозии, обладающих свойствами пленкообразователей способствует солюбилизации (растворению) сточной воды в АСПО, что еще более повышает устойчивость отложений. Взаимодействие АСПО с ингибиторами коррозии приводит к образованию гидротропа - студнеобразного вещества с внешней водной фазой с тем лишь отличием, что вода находится в пленочном состоянии. Количество воды находится в пределах 1-5 %, но этого достаточно, чтобы обеспечить экранирование АСПО от действия нефти или конденсата при промывке и ОПЗ растворителями на углеводородной основе.