Кислотное воздействие на горные породы (стр. 1 )

НХК «УЗБЕКНЕФТЕГАЗ»

Уз НИО НГП

КИСЛОТНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

НА ГОРНЫЕ ПОРОДЫ

Ташкент - 2017

УДК 519.876.2

Кислотное воздействие на горные породы

В книге освещаются основные положения кислотного воздействия на породы-коллекторы используемого в нефтегазовой промышленности. С учетом довольно низкой эффективности процесса в различных районах мира выделены основные направления (предварительные расчеты, используемые химреагенты и пр.), оптимальные действия, с учетом которых могут быть улучшены результаты воздействия до приемлемых значений.

Целью предлагаемой публикации является обоснование необходимости и целесообразности уделения достойного внимания различным аспектам рассматриваемой проблемы для увеличения производительности скважин в разнообразных геолого-промысловых условиях объекты Узбекистана.

Монография рассчитана на внимание инженерно-технических работников, занятых в службе капитального ремонта скважин, а также может служить пособием для учащихся соответствующих учебных заведений.

Авторы:

, ,

Рецензенты:

– доктор технических наук, профессор, академик РАЕН

Ли Р. Ч. – доктор технических наук

Содержание

стр

Введение 1 Анализ причин снижения притока нефти и методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом Анализ причин снижения притока нефти Химические методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом Физические методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом Тепловые методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом Механические методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом Определение причин снижения продуктивности скважин и выбор способа воздействия на их призабойную зону 2 Кислотное воздействие 2.1 Солянокислотные обработки 2.2 Неоднократные кислотные обработки 2.3 Двухкомпонентные кислотные обработки 2.4 Селективная обработка продуктивных прослоев 2.5 Подготовка кислотного раствора 2.6 Факторы влияния 2.6.1 Свойства горных пород и пластовых флюидов 2.6.2 Технологические факторы 2.6.2.1 Продолжительность кислотного воздействия 2.6.2.2 Глубина обработки 2.6.2.3 Объем закачанной кислоты 2.6.2.4 Темпы закачки 3 Расчеты параметров кислотного воздействия 3.1 Расчеты показателей соляно кислотной обработки 3.2 Расчеты показателей процесса установки кислотных ванн 3.3 Расчеты параметров термокислотной обработки 4 Реагенты, используемые при кислотном воздействии 4.1 Общие сведения 4.2 Химические реагенты, применяемые при кислотном воздействии 5 Выбор оптимального варианта интенсификации добычи нефти и его реализация на месторождениях Узбекистана 6 Моделирование 6.1 Моделирование кислотного воздействия на призабойные зоны нефтяных и газовых пластов с трещиновато-пористыми карбонатными коллекторами 6.2 Моделирование кислотного воздействия на ПЗП скважин газовых месторождений с карбонатными коллекторами с учетом трещиноватости породы 6.3 Моделирование кислотного воздействия на ПЗП скважин нефтяных и газовых месторождений с карбонатными коллекторами с учетом трещиноватости породы, кольматации и суффозии пор продуктами реакции Заключение

5 6 7 10 11 18 24 26 34 36 52 52 53 57 59 59 60 60 62 64 65 68 68 73 74 83 83 90 133 145 145 218 228 264

Введение

Уже через сравнительно небольшой промежуток времени после получения фонтана нефти из первой в США скважины полковника Дрейка (штат Пенсильвания) в 1859 году появились первые способы стимулирования работы скважин с целью увеличения дебита нефти. К ранним методам такого рода относятся применение торпед, начиненных динамитом или нитроглицерином, соскребывание асфальто-смолистых отложений различными скребками и, наконец, закачка воды в нефтяные пласты для вытеснения нефти.

Начало истории использования кислот для интенсификации добычи нефти относится к 1895 году. Считалось, что при их нагнетании в скважины породы в микроскопических поровых каналах должны растворяться, в результате облегчая фильтрацию пластовых флюидов к забоям скважин.

Несмотря на впечатляющие результаты (добыча нефти заметно увеличивалась), получаемые при реализации описываемого метода, вскоре его применение значительно сократилось, а затем и вовсе прекратилось. Оказалось, что применяемые тогда кислотные растворы оказывали катастрофическое коррозионное воздействие на оборудование скважин. Интерес к кислотным обработкам возродился в 1932 году после создания рецептур химических ингибиторов коррозии, способствующих селективной реакции растворов кислот с горной породой без повреждения металлического оборудования скважин.

Весьма положительные результаты, полученные вследствие реализации кислотного воздействия, естественно, явились основанием очень быстрого его распространения почти повсеместно в местах добычи нефти. Для характеристики масштаба его использования можно сослаться на имеющиеся сведения о том, что в США и Канаде ежегодно подвергаются кислотной обработке около 100 000 скважин, при этом расход кислоты приближается к 1 млн. м3. Считается, что использование кислотных обработок является залогом увеличения мировых промышленных ресурсов нефти на многие миллионы тонн [1].

На месторождениях Узбекистана кислотное воздействие на горные породы также практикуется много десятилетий. Эффективность реализуемых солянокислотных обработок уже не в полной мере удовлетворяет запросы нефтедобывающих организаций. Видимо, настало время проведения этой процедуры по более солидной современном научном базисе, чему и посвящается настоящая монография.

Авторы сердечно благодарят всех, принявших участие в обсуждении рукописи книги, и оказавших помощь в подготовке к публикации.

1 Анализ причин снижения притока нефти и методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом

Призабойная зона скаважин (ПЗП) - наиболее уязвимое место системы «пласт – скважина». Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Это зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород.

По результатам исследования проф. , при циркуляции бурового раствора в скважине даже плотностью 1,2 г/см3 и условной вязкостью 30 с при длине ствола 1000 м в затрубном пространстве, в зависимости от производительности насосов, возникает дополнительное давление 1,0-1,5 МПа. Следовательно, в скважине глубиной  3000 м гидродинамическое давление на забое может составить 3,5-4,5 МПа, а с учетом гидростатического давления оказываемого столбом бурового раствора, на пласт будет оказано давление 5,0-7,0 МПа, превышающее пластовое. Под таким давлением не только фильтрат, но и раствор может проникнуть в пласт, загрязняя его поровые каналы [1].

Проникшие в пласт фильтрат или раствор закупоривают каналы пласта (трещины, поровые каналы), затрудняют или перекрывают путь притока флюида. Этот процесс продолжается от начала вскрытия пласта до перекрытия его обсадной колонной. Может создаться ложное мнение о бесперктивности площади и продуктивности скважины [2].

Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых веществ минеральных солей и собственно частиц пласта. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.

Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения и свойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений а также различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей. В основе всех методов воздействия на призабойную зону скважин лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами (3,4,5 и др.).

1.1 Анализ причин снижения притока нефти

Скважина является-основным сооружением гидродинамической связи, доступным для исследования характеристик флюидов, параметров пласта, и служит для извлечения пластовых флюидов из недр на дневную поверхность.

При плоскорадиальной фильтрации жидкости в продуктивном пласте по мере приближения к скважине поверхность фильтрации уменьшается, а скорость возрастает, вследствие чего увеличивается фильтрационное сопротивление. Фильтрационное сопротивление, существенно снижающее приток, обуславливается несовершенством скважин по характеру и степени вскрытия пласта. Известно, что скважина гидродинамически совершенна, если вскрыт полностью пласт и ствол скважины обнажен для притока жидкости по всей его поверхности (рис 1.1). В нефтепромысловой практике это достигается редко, в основном, в плотных трещинно-карбонатных коллекторах. Как правило, продуктивный пласт перекрывают фильтром или эксплуатационной колонной с последующей перфорацией. В гидродинамически несовершенных скважинах создаются дополнительные фильтрационные сопротивления. Дебиты скважин в этом случае зависят еще и от способа создания перфорационных каналов.

В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию скважин и до стадии истощения возможно нарушение по тем или иным причинам гидродинамической связи пласта со скважиной, что уменьшает не только продуктивность, но и нефтеотдачу пласта.

В процессе строительства и эксплуатации скважин в нефтяном пласте, прилегающем непосредственно к скважине, формируется призабойная зона пласта с измененными (ухудшенными) фильтрационными свойствами. В этой зоне теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. К сожалению, избежать ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП в процессе вскрытия залежи широко распространенными методами бурения при компрессионной системе гидродинамического давления « промывочная жидкость - продуктивный пласт» невозможно. Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическим и термохимическими процессами. Фильтраты промывочных растворов вытесняют нефть и газ, первоначально находившиеся в околоскважинной области. При внедрении фильтрата промывочной жидкости уменьшается действие поверхностных сил, что способствует перемещению частиц твердой фазы. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в поры возрастает. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут застревать в местах сужения и пережимов пор. Ухудшение проницаемости пород во время бурения может привести к полной изоляции скважины от пласта. Поэтому нередки случаи, когда приток нефти отсутствует даже в коллекторах с достаточно хорошими фильтрационными свойствами.