2.3 Кислотные обработки.

Применение кислотных обработок основано на способности некоторых кислот растворять горные породы и цементирующий материал. Для карбонатного коллектора наибольшее распространение получила соляно-кислотная обработка, для терригенного – смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

— Обычная СКО.

— Кислотная ванна.

— СКО под давлением.

— Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Реакция взаимодействия соляной кислоты с известняком: CaCO₃+2HCl = CaCl₂ +H₂O+CO₂

Продукт реакции (хлорид кальция) хорошо растворим и легко удаляется при вызове притока и освоении скважины.

Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы,

приобретая форму узких и длинных каверн.

Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м³/м² поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).

При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl₂ и MgCL₂, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. Повышение давления приводит к снижению скорости реакции.

При проведении СКО в призабойной зоне возможно выпадение большого количества осадка, что снижает проницаемость. Поэтому раствор соляной кислоты обрабатывается следующими реагентам:

- стабилизаторы – уксусная кислота, стабилизируют свойства раствора;

- ингибиторы – снижают коррозионную активность кислоты;

- интенсификаторы – обеспечивают удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (ПАВ).

Технология проведения обычной СКО:

1. промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Цель – удаление грязи, смол, парафионом, асфальтенов, которые отложились в ПЗС, перфорационных каналах и на стенках.

2. Закачка требуемого объема кислоты. Объем зависит от толщины обрабатывемого пласта, свойств ПЗС и глубины обработки.

3. Задавка раствора кислоты в пласт нефтью или водой до полного поглощения.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования с породой. Время – от 1 до 24 часов.

5. Вызов притока, освоение, исследование скважины, заключение о технологическом эффекте от СКО.

Кислотные ванны:

Применяютсяв скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основная цель - очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений солей (кальцитовых) пластовой воды и др. Объем кислотного раствора должен равняться объему скважины от подошвы до кровли коллектора. Время нейтрализации при таких обработках выше, чем при обычной СКО, и достигает 16-24 ч.

Глинокислотная обработка.

Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот.

При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки. Реакции:

SiO₂+4HF=SiF+2H₂O

Соляная кислота в смеси с HF служит не только для растворения карбонатного материала терригенного коллектора, о чем уже говорилось, но в значительной степени она предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая кремниевую кислоту в растворе.

Блок 3.

Обоснование методов управления при заводнении с использованием ГДМ

Классификация гидродинамических методов повышения

нефтеотдачи пластов (ГМПН)

К первой группе отнесены методы, которые чаще применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.

Ко второй группе отнесены методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

К первой группе относятся те методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Эти методы объединяются названием "нестационарное заводнение" и включают в себя: (ПРЕДПОЛОЖИМ ЧТО ЭТО ОБОСНОВАНИ)

в нагнетательных скважинах:

- повышение давления нагнетания;

- циклическое заводнение, т.е. периодическое снижение (прекращение) закачки воды;

- перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин (перемена направлений фильтрационных потоков);

- одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину;

- избирательная закачка воды в низкопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки;

- ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки;

- методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.);

- механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов и др.);

в добывающих скважинах

- изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин;

- форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока;

- периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин;

- одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах;

- оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;

- многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы);

- системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.);

- забуривание вторых и горизонтальных стволов.

Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки весьма велика, и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах.

К ним относятся:

- перенос фронта нагнетания воды в имеющиеся скважины;

- организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные;

- организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки;

- организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений;

- другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Методы гидродинамического воздействия на продуктивные пласты применяются обычно в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других.

Ограничение на максимальное забойное давление нагнетательных скважин

Забойное давление нагнетательных скважин надо ( насколько это технически возможно) увеличивать, приближая к давлению гидроразрыва пласта, но ни в коем случае не достигая давления гидроразрыва, соблюдая следующее правило: рсн 0 95 ргр, где рсн - забойное давление нагнетательных скважин; ргр - давление гидроразрыва пласта.

• Во-первых, забойное давление нагнетательных скважин нельзя повышать до давления гидроразрыва пластов, если это не запроектировано специально.

• Во-вторых, нельзя достигнуть желаемого высокого давления нагнетания, если нет насосов, способных создать такое высокое давление при соответствующей высокой закачке воды; если обсадные эксплуатационные колонны нагнетательных скважин не обладают необходимой высокой прочностью, и этот недостаток нельзя компенсировать, защищая их с помощью пакера от высокого давления.

• В-третьих, забойное давление добывающих скважин почти всегда нецелесообразно повышать и нельзя снижать ниже уровня давления насыщения нефти газом.

• В-четвертых, снижение забойного давления до давления насыщения может оказаться технически невозможным из-за отсутствия необходимых высокопрочных насосно-компрессорных труб и штанг

Обоснование степени компенсации отборов закачкой при стационарном заводнении

Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:

Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды,

Qн - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях;

bн - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления

Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;

bв' - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды;

Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);

k - коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин

Из уравнения (3.1) находят расход нагнетаемой воды Qнаг. Очевидно, число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит qнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связаны соотношением

Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит qнаг, то из (3.2) определяют необходимое число нагнетательных скважин nнаг. Если nнаг предопределено схемой размещения скважин, то из (3.2) определяют средний дебит нагнетательной скважины qнаг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды.

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.

Коэффициент текущей компенсации

. (3.3)

- отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт < 1, закачка отстает от отбора н следует ожидать падения среднего пластового давления. Если mт > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

. (3.4)

Числитель в (3.4) - суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель - суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн < 1, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Если mн = 1. среднее пластовое давление восстанавливается до начального пластового давления, так как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей.

Если mн > 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.