Кислотное воздействие на горные породы (стр. 29 )

Последним исследованием был тест на определение скорости растворения углеродистой стали. Скорость коррозии стали под воздействием полученной кислотной композиции испытана с применением металлических пластин из стали 08 кп. Для кислотного состава 1 показатель нормирован в требованиях технической документации и не должен превышать 0,20 г/(м2?ч) (для стали марки Ст3 или 08 кп).

Из полученных результатов следует, что при добавлении загустителя  KR-5Q  в количестве 5% мас. в состав 1 увеличивается скорость растворения стали в 1,6 раз.

Скорость растворения стали 08кп в кислотных композициях:

состав 1 – 0,05 г/(м2•ч),

состав 2 – 0,08 г/(м2•ч).

Таким образом, реагент KR-5Q проявляет свои загущающие свойства. Об этом свидетельствуют:

– увеличение динамической вязкости при приготовлении состава 2 из состава 1;

– замедление растворимости карбоната кальция.

В результате проявления гелеобразующих свойств реагентом KR-5Q вязкость кислотной композиции увеличивается и, соответственно, вероятность взаимодействия с карбонатной породой ниже, что ведет к проникновению состава в менее дренируемые части пласта. Поскольку состав КР-5Q является самоотклоняющейся кислотной системой, то по мере его нейтрализации, при реакции с карбонатной породой в промытом участке пласта образуется гелеобразный барьер, который эффективно отклоняет раствор кислоты в нефтенасыщенную часть коллектора, таким образом, интенсифицируя приток нефти в призабойную зону. К другим преимуществам данного реагента следует отнести:

– отсутствие осадка в виде твердых взвешенных частиц при тестировании на совместимость с модельной водой;

– отсутствие вторичного осадка при нейтрализации карбонатом кальция;

– отсутствие кольматанта на сите в ходе тестирования на совместимость с пластовым флюидом;

– стабильность состава.

Единственным минусом состава с загустителем можно считать то, что вследствие ухудшения свойств ингибитора, входящего в кислотный состав KR-1HK, увеличивается скорость коррозии. Но и этот минус может стать плюсом, если использовать другой кислотный состав.

Так как работы по кислотной обработке не требуют высоких затрат, разработке более дорогостоящих технологий и детальному исследованию процесса не уделяется существенного внимания.

Литература к главе 4

Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М, Бизнесцентр», 2009, 639 с. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели повышения нефтеотдачи пластов) М,  ИПМ АН СССР № 000, 1980, 64 с. , Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи, М. Недра, 1989, 232 с. Влияние фильтрационно-емкостных свойств и пластовых условий на эффективность кислотных обработок карбонатного пласта. М. Газовая промышленность, № 6, 2012, с 38-40. , Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М, недра, 1983, 312 с. , , и др. Результаты лабораторного моделирования процесса соляно-кислотной обработки на карбонатных коллекторах. , Лабораторные исследования вязкостных свойств кислотной композиции с добавками загустителей. М, Нефтепромысловое дело, № 8, 2016, с 35-37. , , Гелеобразующие агенты, применяемые при кислотной обработке, М, Нефтепромысловое дело, № 11, 2016, с 39-43.

5 Выбор оптимального варианта интенсификации добычи нефти и его реализация на месторождениях Узбекистана

Методов выявления причин снижения продуктивности, выбора скважин и вида воздействия на ПЗП  много, и каждый подход имеет свои достоинства н недостатки. Помимо недостатков характерных для каждого из этих методов, все они не учитывают изменение показателей paботы скважин из-за взаимодействия их с окружающими скважинами. Вследствие этого совершенствование метода, который дает возможность более обоснованно изучить причины понижения продуктивности добывающих скважин и рекомендовать соответствующий конкретным геолого-физическими условиями эксплуатации скважин вид воздействия па ПЗП, становится одной из актуальных задач.

Нами для решения этой задачи [1] использована идея о том, что засорение прискважинной зоны эксплуатируемых нефтяных пластов, которое каким-то косвенным путем отражается в скип-факторе, лучше учитывать прямым путем и количественно характеризовать величиной снижения природной продуктивности пластов [1], а также на основе системного подхода к обработкам призабойных зон скважин, впервые предложенного академиком [3].

Суть предлагаемого подхода заключается и рассмотрении объекта 2 исследования как единой системы, состоящей из значительного числа взаимосвязанных элементов. Анализ причин снижения коэффициента продуктивности, выбор скважин и вида воздействия на ПЗП осуществляется исходя из конкретных геолого-физических условий коллектора, месторождения и участка, технологических факторов, а также стадии разработки.

В основе системного подхода определения причин снижения продуктивности скважин и выбора вида воздействия на ПЗП лежат следующие принципы:

решение обычно принимается с учетом одновременного влияния на продуктивность скважины большого количества механических, физических, химических и технологических процессов, происходящих в прискважинной и межскважинной зонах пласта; последовательное определение и поэтапное исключение факторов не существенно влияющих на коэффициент продуктивности скважин; разделение причин снижения продуктивности скважин, которые могут быть устранимы и не зависящими от применения воздействия на ПЗП; поэтапное уменьшение риска при принятии решения о применимости метода воздействия на ПЗП.

Выбор скважины-кандидата для обработки призабойной зоны и вида воздействия предлагается осуществлять в следующей последовательности:

1. Выделяются факторы, снижающие коэффициент продуктивности скважины, отрицательное влияние которых не может быть устранено воздействием на П3П. Такими факторами являются снижение коэффициента продуктивности скважин за счет деформации коллектора вследствие снижения пластового давления или больших депрессии на пласт, снижение забойного давления ниже давления насыщения нефти газом и интерференция скважин.

1.1. Оцениваются условия проявления деформации коллектора.

По результатам теоретических и промысловых исследований установлено, что деформация коллектора проявляется при снижении пластового и забойного давления ниже бокового горного давления [4, 5, 6 и др.].

Боковое горное давление определяют по формуле

Рбок=Кбок Ргор,                                        (5.1),

где Кбок - коэффициент бокового распора; Ргор, вертикальное горное давление.

Коэффициент бокового распора определяют с помощью коэффициента Пуассона (?)

                                               (5.2),

Горное давление определяется из выражения

Pгop=0,01 ? ?п? L                                        (5.3),

где L - средняя глубина залегания пласта, ? ?п  - плотность вышележащих пород с учетом содержащихся жидкостей.

Эти зависимости позволяют установить значение бокового горного давления, ниже которого в призабойной зоне и в пласте имеет место процесс деформации коллектора, приводящий к уменьшению коэффициента продуктивности скважин.

1.2. Определяется степень снижения коэффициента продуктивности скважин за счет деформации коллектора и снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом.

Для установления, количественной величины степени снижения коэффициента продуктивности скважин, используется основная закономерность снижения коэффициента продуктивности по нефти [4, 7].

                               (5.4),

где Ко и К - начальный п текущий коэффициенты продуктивности скважин при начальном (Ро) и текущем забойном давлении (Рзаб); ?п - степень снижения коэффициент продуктивности по нефти при снижении забойного давления па 1 MПa, которая определяется по формуле

                               (5.5),

Величины К, К0, Ро и Рзаб обычно определяются по данным гидродинамических исследований скважин, а при их отсутствии - на основе промысловых данных и показателен технологического режима.

При этом при Рзаб>Рнас и Рзаб>Рбок происходит снижение коэффициента продуктивности за счет деформации коллектора (ан), при Рзаб<Рнас н Рзаб<Рбок за счет снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом (ан), а при Рзаб<Рнас Рзаб<Рбок - как за счет деформации коллектора, так и за счет снижения забойною давления ниже давления насыщения нефти газом (ап + ан).

1.3. Определяется степень снижения коэффициента продуктивности за счет интерференции скважин.

Влияние интерференции скважин на продуктивность можно оцепить следующим аналитическим уравнением, полученным для круговой залежи с удаленным копиром питания [8, 9]

,                                        (5.6),

где Рпл - действительное пластовое давление; ?Ри - потери давления за счет работы окружающих скважин; [Рпл – ?Ри] - пластовое давление по КВД; Рзаб - забойное давление.