Кислотное воздействие на горные породы (стр. 31 )

Все вышеописанные причины снижения коэффициента продуктивности скважин проявляются как дифференцированно, так и совместно, но обычно не более двух, а в редких случаях трех причин. Поэтому выбор вида воздействия па призабойную зону скважин должен быть обоснован исходя из конкретного технического состояния скважины и геолого - физических условий, в которых она находится.

Суть предложенного подхода заключается в рассмотрении объекта исследования как  единой системы, состоящей из значительного числа взаимосвязанных элементов, в которой 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 предложенного подхода лежат следующие принципы:

- решение обычно принимается для условий одновременного влияния на продуктивность скважины большого количества механических, физических, химических и технологических процессов происходящих в прискважинной и межскважинной зонах пласта:

-  последовательное определение п поэтапное исключение факторов по 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.

В настоящее время кислотная обработка является наиболее распространенным видом интенсификации добычи нефти и газа на месторождениях АК «Узбекнефтегаздобыча».

На рифовых частях залежей СКО относительно успешны. Однако, в надрифовых и подрифовых частях проведение операции связано с рядом технологических сложностей ввиду низких коллекторских свойств и наличием некарбонатных включений в составе пород.  Кроме того, одним из важных параметров, определяющих успешность освоения скважин после проведения СКО, является среднее текущее пластовое давление. Все это определяет специфику проведения СКО на объектах добычи нефти и газа.

  Пластовые давления большинства основных месторождений снизились, они вступили в завершающий этап эксплуатации. Например, на месторождении Шуртан пластовое давление составляет 60 – 65 атм. В таких условиях пуск скважины в эксплуатацию после проведения СКО значительно осложняется. Даже при снижении давления в скважине до максимально возможных низких величин депрессия на ПЗП остается невысокой, недостаточной для выноса продуктов реакции из ПЗП. В таких условиях СКО может не дать ожидаемого результата, несмотря на то, что технологические параметры процесса подобраны правильно и кислота, прореагировав с породой, ее растворила. Для того, чтобы получить положительный результат в таких условиях приходится ограничить объем и концентрацию закачиваемой кислоты. Рекомендуемый объем закачки кислоты – не более 0,1 – 0,15 м3 на 1 м обрабатываемой мощности ПЗП, а концентрация – не более 12 – 13 %. Тогда зона реакции будет небольшой и вынос продуктов реакции будет относительно легким. Время выдержки раствора для реакции также должно быть сравнительно коротким, в зависимости от  конкретных условий до 1 – 5 час.

В условиях низких пластовых давлений в последнее время широкое применение находят пеноэмульсионные кислотные обработки [16]. При закачке в скважину в кислотный раствор ПАВ вводят углеводородную жидкость и газируют. Таким образом, получается пеноэмульсия - в составе структурных ячеек пены размещаются глобулы углеводородной жидкости, на поверхности которых адсорбируется ПАВ. В результате достигается: 1) снижение скорости реакции в два и более раза; 2) снижение коррозионной активности кислотных составов; 3) повышение стабильности пенной системы (до 8 раз); 4) уменьшение адсорбции ПАВ в пористой среде; 5) увеличение проницаемости ПЗП в 2,67-5,02 раза.

На месторождениях с низкими пластовыми давлениями желательно применение пеноэмульсионных кислотных растворов. Технология не очень сложная и все компоненты для создания кислотных пеноэмульсий имеются.

На тех объектах, где среднепластовые давления еще не снизились до уровня ниже 100 атм, необходимо увеличить объемы закачки раствора кислоты до 0,5 - 1 м3 на 1 м обрабатываемой мощности  ПЗП, если СКО до этого проводилось не более 1 – 2 раза, и до 1,5 м3, если СКО до этого проводилось более 2 раз. Наиболее важная часть технологии – очистка ПЗП от продуктов реакции заданием больших депрессий на пласт. С этой же целью можно применить предварительные закачки растворов ПАВ. Для того, чтобы достичь более глубокого проникновения кислоты в пласт необходимо применить замедлители реакции, наиболее доступной из которых является уксусная кислота (СН3СООН). Уксусная кислота удерживает в растворенном состоянии соли железа, образованные в результате реакции, и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта. До­бавка уксусной кислоты в количестве до 5% существенно снижает ско­рость нейтрализации солянокислотного раствора при его контакте с карбонатными компонентами пласта.

В качестве другого замедлителя реакции можно использовать водорастворимые полимеры: карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), ПАА и др. С другой стороны, загущение раствора кислоты водорастворимыми полимерами приводит к повышению охвата воздействием по толщине и прости­ранию ПЗП [17].

В качестве гидрофобизатора поверхности породы  рекомендуется использо­вать ПАВ, которые адсорбируясь на поверхности порового пространства  ПЗП снижают смачиваемость ее водным раствором соляной кислоты, таким образом уменьшают скорость взаимодействия последней с карбонатными компонентами породы. На практике предпочтительно ис­пользовать катионоактивные ПАВ, так как они не только ак­тивные гидрофобизаторы поверхности породы, но и ингибиторы коррозии. Все ПАВ независимо от типа способствуют удалению из пласта отработанной кислоты и продуктов ее реакции.

Кроме того, добавка ПАВ положительно влияет на эффективность СКО пластов с низкими давлениями, облегчая вынос продуктов реакции из ПЗП. 

В качестве  замедлителя реакции можно также использовать нефть или конденсат. Технология нефтекислотной обработки широко известна.

На тех скважинах, где вскрыты рифовые и надрифовые (подрифовые) части залежи, и есть необходимость интенсификации добычи из надрифовой (подрифовой) части, желательно применить технологию поинтервальной или ступенчатой СКО. Для этого приготавливают стойкую эмульсию раствора кислоты с высоковязкой нефтью (или высокомолекулярного водорастворимого полимера, например ПАА),  в пропорции 75-80 % раствора соляной кислоты концентрации 10-12 % и нефти (или раствора полимера ) в объеме 20-25 %. Закачивают эмульсию в ПЗП из расчета 0,5-1 м3 на 1 м высокопроницаемой части (рифовой части) ПЗП. Затем проводят СКО с применением замедлителя и добавлением ПАВ из расчета расхода раствора кислоты до 0,5 м3 на 1 м низкопроницаемой части (надрифовой, подрифовой) ПЗП с постепенным увеличением давления закачки. Пуск в эксплуатацию скважины проводят также с постепенным увеличением депрессии на пласт. Такая же технология применяется  и в пластах с выраженной слоистой неоднородностью.

В слабопроницаемых пластах, в частности в надрифовой (подрифовой) зоне, где в породе коллектора есть терригенные компоненты, СКО необходимо проводить с предупреждением осаждения продуктов реакции кислоты с породой. В частности, необходимо применение интенсификаторов (ПАВ), стабилизаторов (хлористый барий (BaCL2), уксусная кислота и др.).

В принципе, из-за присутствия в породе терригенных включений надрифовые части пластов необходимо обработать грязекислотой, т. е. смесью кислот HCL (с концентрацией 10-12 %) и HF (плавиковая кислота с концентрацией 1-2%) с добавлением различных стабилизаторов и ингибиторов. Однако дороговизна HF и ее отсутствие на внутреннем рынке, строгие регламентирующие положения по технике безопасности являются основными осложняющими факторами применения данной технологии. Отчасти эти требования могут быть ослаблены применением Бифторид-фторид аммония (БФА) - композиции из двух химических веществ (NH4F-HF + NH4F), заменяющей использование товарной плавиковой кислоты, которая образуется непосредственно в процессе приготовления глинокислотного рас­твора в результате взаимодействия БФА с HCl [18].

На нефтяных месторождениях при проведении СКО добывающих скважин необходимо испытать технологию предварительного небольшого оттеснения нефти в глубь пласта растворами ПАВ или горячей водой (при невысокой пластовой температуре). Это позволит очистить ПЗП непосредственно вблизи забоя от нефтяной фазы, что увеличит темп реакции кислоты с породой. В случае необходимости более глубокой обработки ПЗП эта технология не применяется. Перед СКО необходимо провести водоизоляционные работы, чтобы ограничить реакцию раствора кислоты с обводненной частью ПЗП. 

При обработке ПЗП нагнетательных скважин необходимо проведение предварительной промывки забоя скважины и  обработки ПЗП растворами ПАВ.

Для каждого выбранного объекта можно оценить показатели СКО на основе  «Методики расчета технологических показателей кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта» [19]. Методика позволяет в диалоговом режиме на компьютере осуществить ввод исходных данных, расчет и представление показателей кислотного воздействия на ПЗП.

Резюмируя отмеченное, сделаем следующие выводы и рекомендации:

На месторождениях с низкими пластовыми давлениями следует проводить малообъемные СКО с ограничением объема и концентрации закачиваемой кислоты, времени выдержки для реакции. Предпочтительно применение пеноэмульсионных кислотных растворов. На тех объектах, где среднепластовые давления еще не снизились до уровня ниже 100 атм, необходимо увеличить объемы закачки раствора кислоты до 0,5 - 1 м3 на 1 м обрабатываемой мощности  ПЗП, если СКО до этого проводилось не более 1 – 2 раза, и до 1,5 м3, если СКО до этого проводилось более 2 раз. Для углубления зоны обработки и улучшения выноса продуктов реакции необходимо предварительно закачать растворы ПАВ в ПЗП, провести СКО с применением замедлителей реакции (уксусная кислота, ПАВ, нефть, полимеры и др.). На нефтедобывающих скважинах предпочтительно применение СКО с предварительным небольшим оттеснением нефти из ПЗП путем закачки раствора ПАВ, проведением селективной изоляции водопритоков. На тех объектах, где вскрыты рифовые и надрифовые части залежи, и есть необходимость интенсификации добычи из надрифовой части, необходимо применить технологию поинтервальной или ступенчатой СКО. Для этого закачивают стойкую эмульсию раствора кислоты с высоковязкой нефтью (или высокомолекулярного водорастворимого полимера, например ПАА). Затем проводят СКО с применением замедлителя и добавлением ПАВ, с постепенным увеличением давления закачки. Пуск в эксплуатацию скважины проводят также с постепенным увеличением депрессии на пласт. Такая же технология применяется  и в пластах с выраженной слоистой неоднородностью. Для более хорошей очистки ПЗП от продуктов реакции кислоты с породой продувку и промывку скважины необходимо вести при больших депрессиях на пласт. В перспективе для обработки карбонатных коллекторов с песчано-глинистыми компонентами, а также терригенных коллекторов необходимо освоить технологию грязекислотного воздействия с использованием вместо HF порошкообразного вещества бифторид-фторид аммония NH4FHF+NH4F.

Литература к главе 5