Кислотная обработка

ВВЕДЕНИЕ 

     Общеизвестно, что после окончания бурения и освоения продуктивность скважин существенно меньше ее потенциальных возможностей. Причин этому много - от изменения напряженного состояния пород-коллекторов в призабойной зоне до изменения их фильтрационных свойств под воздействием существующих технологий. В различных горно-геологических условиях и при использовании тех или иных режимов бурения снижение продуктивности скважин существенно отличается друг от друга. Практикой доказано, что для увеличения дебитов скважин необходимо применять различные методы восстановления фильтрационных свойств пород или даже их увеличение. С точки зрения повышения продуктивности скважин более важно восстановление этих свойств, чем их увеличение.

     Одним из способов повышения продуктивности скважин является кислотная призабойной зоны скважины.

     Кислотная обработка (КО) - это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы.

     Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих скважинах и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

     Для обработки карбонатных коллекторов  преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (С КО) и глинокислотными

(ГКО).

      Существующие способы кислотных обработок:

      - обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями;

      - термохимическая кислотная обработка;

      - термокислотная обработка;

      - технология селективных кислотных обработок;

      - пенокислотная обработка;

      - обработка газированной кислотой 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1 Механизм кислотного  воздействия на  пласт 

     Механизм  кислотного воздействия на коллектор  рассмотрим с позиций степени  растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов  реакции и изменения проницаемости  пород после обработки. Считают, что растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов.

     При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте. Например, известно, что 1 м³ различных кислот растворяет: 15 %-ной соляной (HCl) - 200 кг известняка CaCO₃ или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89 % диоксида кремния (SiO₂), 3 % карбонатов и 7 % глин; 4 %-ной плавиковой (HF) - 48 кг каолина; 10 %-ной HCl + 1 %-ной HF - 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

     Если  после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м³ 10 %-ной HCl + 1 %-ной HF растворяет 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации HF в ГКР до 3 % обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5 % - до 66 кг.

     Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт.

     Продукты  реакции вызывают снижение проницаемости  пород после КО, если они откладываются  в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

     Во  время взаимодействия соляной кислоты  образуются:

     - с карбонатами пород - водорастворимые соли CaCl₂, MgCl₂, газ СО₂, вода;

     - с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FeCO₃) - хлорное железо FeCl₃, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)₃, способного закупоривать поры;

     - с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С - осадок гипса;

     - с окисью кремния в глинах - осадок, гель кремниевой кислоты;

     - с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в глинах - соответствующие соли.

     Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

     Во  время взаимодействия глинокислоты образуются:

     - с кварцем - газоподобный SiF₄, а после снижения кислотности - гель кремниевой кислоты Si(OH)₄, который закупоривает поры;

     - с алюмосиликатами (глинами) - газоподобный SiF₄;

     - с кварцем и алюминием - параллельно с SiF₄ образуется гексафторо- кремниевая кислота H₂SiF₆, соли которой Na₂SiF₆ и K₂SiF₆ выпадают в осадок.

     Известно, что реакция ГКР с глинами  проходит значительно быстрее, чем  с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) - значительно меньше.

     Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NH₄HF₂ + NH₄F). Например, для получения раствора (12 % HCl + 3 % HF) применяют смесь (16 % HCl + 3 % БФФА). Наличие в растворе иона NH₄⁺ увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

     Для обработки песчаников применяют также смесь 20 %-ной H₂SiF₆ + 24 %-ной HCl в соотношении 1 : 1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

     Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно - не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

     Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. Например, после обработки эоценовых песчаников с карбонатностью С_к = 2-9 % излишком СКР (10 - 15 % HCl) относительно содержания карбонатов увеличение проницаемости сравнительно с начальной можно приближенно рассчитать так: k_s = 0,8С_К. Конечно, после такой обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2-7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

     На  выбор рациональных режимов обработки  и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношение поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотного раствора и гидродинамических условий прохождения реакции, которые описываются параметром Рейнольдса (Re).

     Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10 % или от 12 до 6 %). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

     Увеличение  температуры пласта на 10 °С обусловливает  возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой - ускоряется.

     Значительное  влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм - 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм - 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм - 5 см при других равных условиях.

     Итак, нейтрализация кислоты в поровом  пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется.

     Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты, а следовательно, и значения Re глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов значения Re очень малы. Экспериментально доказано, что при таких условиях увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.[1] 

     2 Обоснование выбора скважины для кислотной обработки 

     По  данным исследований скважины определяют потенциальный коэффициент продуктивности К_пот отдаленной зоны пласта с природными фильтрационно-емкостными свойствами; фактический коэффициент продуктивности всей зоны дренажа К_ф интервалы продуктивных пластов и их пористость; физические свойства коллекторов данного пласта и влияние кислотной обработки на фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов.

     Предложенная  схема принятия решения относительно кислотной обработки не является исчерпывающей и при наличии более полной информации может быть усовершенствована. Однако она дает представление о многогранности и сложности задачи.

     Кислотную обработку проводят в скважине:

     - для которой фактический коэффициент продуктивности меньше потенциального, т.е. отношение продуктивности 

     ОП = К_ф/К_пот < 1,                                       (2.1) 

     - нефтенасыщенные пласты, выделенные по данным геофизических исследований, характеризуются пористостью m₀, большей ее нижней предельной границы для пород коллекторов m_гр, т.е. 

     m₀ > m_гр                                                                              (2.1) 

     - толщина поглощающих пластов больше наименьшей предельной, которую следует обрабатывать кислотой, а это означает, что 

     h_пгл > h_пр                                                                            (2.3) 

     где h_пгл - толщина пласта, поглощающего жидкость, закачанную в пласт, м, для предкарпатских месторождений принято h_пр ≥ 5 м.

     Интервалы приемистости определяются расходометрией во время нагнетания в скважину жидкости с давлением, близким к нагнетанию кислотного раствора, или термометрией.

     Пористость  образцов песчаников и алевролитов после обработки солянокислотным раствором в количестве, достаточном для полного удаления карбонатов, возрастает не менее чем в k_s раз : 

     k_ms = m_s/m₀ ≥ k_s,                                         (2.4) 

     где ks –  пористость образцов песчаников и алевролитов после обработки солянокислотным раствором в количестве, достаточном для полного удаления карбонатов.

     Вследствие  обработки глинокислотным раствором, объем которого равен объему СКР, после СКО пористость возрастает не менее чем в kg раз сравнительно с предыдущей: 

     k_mg = m_g/m_s ≥ k_g ,                                   (2.5) 

     где m₀ - начальная пористость;

           m_s и m_g - пористость после обработки СКР и ГКР.

     Возрастание пористости после ГКО определится  как произведение  

     k_msg= k_ms * k_{mg  ,}                                                                   (2.6) 

     C_к ≥ C_к.пр.,                                                (2.7) 

     Если удовлетворяется условие (2.7), то проводят первые обработки СКО, а затем ГКО. Если начальная карбонатность меньше 3 %, то проводят только обработку ГКО.

     В завершение анализируют данные исследований, сравнивая профили приемистости с выделенными продуктивными  пластами в разрезе скважины. Коэффициент  охвата разреза поглощением в  вертикальной плоскости 

     К_в.о = h_гл/h_эф,                                             (2.8) 

     где - h_гл толщина пласта, поглощающего жидкость, м;

               h_эф - перфорированная толщина продуктивных пластов в скважине,м.

     Из  опыта проведения КО известно, что если коэффициент охвата разреза поглощением k_в.о. < 0,1, то проводят вторичную перфорацию или поинтервальную КО; если k_в.о. ≥ 0,5, то во время КО обычно воздействуют на весь разрез, а если 0,1 < k_в.о. < 0,5, то во время первых КО воздействуют на весь разрез, а вторые - четвертые и дальнейшие обработки должны быть направлены на расширение степени охвата обработкой пластов по толщине, т.е. должны проводиться по технологии выборочных или поинтервальных обработок.[1] 

     3 Проектирование кислотных  обработок 

     Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, избрать рецептуру и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

     Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны.

     Типичный  КР состоит из активной части (HCl, HCl + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

     Для обработки известняков, карбонизированных (С_к ≥3 %) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15 % HCl, а при Т_пл ≥ 100 °С - иногда и 30 % HCl. Для обработки песчано- глинистых пород (С_к < 3 %) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10 - 15 % HCl, а за ней - ГКР 1-5 % HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при С_к = 3 % его можно записать как 1 : 1.

     Кислоту разводят обычной водой. Однако во время  КО полимиктовых песчано-алевролитовых  влагоемких пород хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10 %. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз.

     Эффективность ингибиторов коррозии оценивается  коэффициентом торможения коррозии К_тк, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингибированной. При пластовых температурах до 100 °С достаточно обеспечить значение К_тк = 20. Если температура 15 %-ной HCl во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100 °С, то растворяется 3500 г/(м³/ч) железа, а применение ингибитора "Север-1" уменьшает растворимость до 176 г/(м³/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и от концентрации HCl. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять для T ≤ 110 °С, С₀ ≤ 22 % HCl c К_тк = 23; ингибитор В2 - для T ≤ 100 °С; С₀ ≤ 36 % HCl с К_тк = 260; ингибитор ПБ-5 - для T ≤ 100 °С, С₀ ≤ 22 % HCl с Ктк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5 - 1 %.

     Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Fe³⁺ в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fe³⁺, который обычно составляет 0,3 %. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2 %-ной уксусной кислоты - до                T ≤ 60°С, для 0,5 %-ной лимонной кислоты до T ≤ 90 °С; для 0,65 %-ной КРАСТ - до T ≤ 140 °С. Увеличение значения стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм².

     Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть - продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3-0,5 %. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и другие), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2 % асфальтенов или более 6 % смол.

     При КО водонагнетательных скважин рекомендуется  добавлять 0,3¬0,5 % неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу.[3]

     Объемы  кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в  основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения  пород и примесей, занесенных в  пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м³/м поглощающей толщины пласта, при второй - 1 м³/м, а при третьей - 1,5 м³/м. Если КО предназначено для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят путем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30 - 60 мин.

     Во  время КО чаще всего применяют  не менее 6-12 м³ КР и только иногда 24 м³ и более.

     Давление  на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

     Расход  жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

     Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

     Во  время обработки карбонизованных терригенных коллекторов             С_к ≤ 10 % используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С₀, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспотенциальному закону)" и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1 С₀. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С₀ и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны - узкая с С₀ > С > 0 и широкая с С = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР. Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30-50 % объема кислотного раствора.

     Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость  породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т.п. в  зависимости от характеристики пород  и пластовых флюидов.

     Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных - нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.

     Удаление  продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют путем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20-30 м³ водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т.п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

     Технология  КO глубинно-насосных скважин часто  предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.[2] 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

     При обработке скважин соляной кислотой требуются особые меры предосторожности. Несоблюдение правил техники безопасности может привести к тяжелым последствиям — отравлениям, ожогам и даже полной потере трудоспособности.

     Растворы  соляной кислоты, содержащие более 25% хлористого водорода, «дымят» на воздухе вследствие образования  тумана от соединения выделяющегося  из кислоты хлористого водорода с влагой, содержащейся в воздухе. Частички тумана, представляющие собой соляную кислоту, попадают в легкие человека при дыхании, раздражают дыхательные пути и могут вызвать отравление.

     Соляная кислота, попадая на незащищенные части  тела человека, вызывает ожоги. Особую опасность представляет концентрированная кислота. Переливать эту кислоту необходимо при помощи сифона или самотечного трубопровода.

     С учетом свойств применяемых кислот установлена норма обеспечения работающего персонала спецодеждой (костюмы суконные, фартуки прорезиненные, сапоги резиновые и т. д.).

     Особенно  необходимо строго следить за наличием в местах работ предметов индивидуальной защиты и за обязательным использованием этих предметов и приспособлений членами бригад. К числу таких защитных приспособлений относятся: фильтрующий промышленный противогаз; защитные очки из органического стекла для работы с плавиковой кислотой; защитные очки из обычного стекла для работы со всеми другими кислотами и реагентами, резиновые перчатки, обувь, фартуки.

     Если  брызги кислот попадают в глаза, необходимо немедленно промыть глаза большим  количеством чистой воды, а затем  слабым раствором двууглекислой  соды для нейтрализации капелек  кислоты на роговице глаз. При попадании  кислоты на тело необходимо обильно обмыть это место большим количеством чистой воды.

     При работах с кислотой на рабочем месте должна быть предусмотрена аптечка со следующими медикаментами: магнезиальной мазью (против ожогов от плавиковой кислоты); растворами соды и борной кислоты; 2%-ным раствором новокаина; 0,5%-ным раствором дикана с адреналином; раствором аммиака.

     Учитывая, что при пенокислотных обработках на выкиде из аэратора образуется смесь  кислоты, ПАВ и сжатого воздуха (или газа), аэратор необходимо располагать  как можно ближе к устью скважины. Для предотвращения попадания кислоты в воздушную линию компрессора вход в аэратор необходимо оборудовать обратным клапаном.

     При необходимости остановки процесса закачки аэрированной кислоты, обработанной ПАВ, в первую очередь следует отключать кислотный агрегат, а затем компрессор.

     При пенокислотных обработках особое внимание необходимо обращать на тщательность опрессовки оборудования после его  обвязки.