Понятие и сущность солянокислотных обработок призабойной зоны пласта

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………….....…3

1.Понятие и сущность солянокислотных обработок  призабойной зоны пласта……………………………………………………………………………......4

1.1. Реагенты и химические материалы для СКО……………………..…….........4

1.2.Оборудование  для кислотных обработок……………………………........5

1.3. Технология  проведения солянокислотных обработок скважин …….....6

2.Существующие методы  солянокислотных обработок  и  их недостатки в условиях высокой  обводненности скважинной продукции…………………......9

2.1 Простые кислотные обработки………………………………………..…..9

2.2Термокислотная  обработка скважин……………………………………..10

3.Пути решения проблемы  повышения эффективности солянокислотных  обработок в условиях высокой  обводненности………………………………....12

Заключение……………………………………………………………………..….15

Список используемых источников…………………………………………..…..16

Введение

На современном этапе  развития нефтяной промышленности все  большую долю в структуре запасов  нефтяных месторождений занимают так  называемые трудноизвлекаемые запасы. К ним относятся, в частности, запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам и к высокообводненным  на поздних стадиях разработки объектам. 

         Проблема повышения нефтеотдачи пластов в условиях  естественного снижения извлекаемых запасов нефти на длительно разрабатываемых месторождениях с применением заводнения непосредственно связана с режимом эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. На поздних стадиях разработки проблема усугубляется. Кроме прочих причин снижение приемистости нагнетательных скважин происходит за счет роста гидравлического сопротивления при загрязнении прискважинной зоны пласта (ПЗП).

Одним из наиболее распространенных методов восстановления приемистости нагнетательных является кислотная (в  частном случае, соляно-кислотная - СКО) обработка околоскважинной  зоны (ОЗП) продуктивных коллекторов.

1.Понятие и сущность солянокислотных обработок призабойной зоны пласта. 

Солянокислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующая карбонатные, трещиннопоровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и конвенциального коэффициентов продуктивности. Для проведения соляной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

• приемистость скважины более 500 м3/сутки и со временем снижения до 100 м3/сутки и ниже;
• скважина должна изливать;
• устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными.

1.1. Реагенты и химические материалы для СКО

Солянокислотная обработка  призабойных зон скважин предназначена  для очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения.

Солянокислотная обработка  основана на способности растворения  карбонатных пород (известняков  и доломитов) соляной кислотой в  результате химических реакций, протекающих  при взаимодействии соляной кислоты  с породами следующим образом.

Продукты реакции  соляной кислоты с карбонатами  – двухлористый кальций (СаСl2) и  двухлористый магний (MgCl2) хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность при промывке скважины. Углекислый газ (СО2) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием продуктов реакции в призабойной зоне пласта образуют поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин.

1.2.Оборудование для кислотных обработок

Для перевозки неингибированной соляной кислоты от химических заводов до кислотной базы используются железнодорожные цистерны, гуммированные специальными сортами резины или эбонитами. Ингибированная соляная кислота может транспортироваться в обычных железнодорожных цистернах, но с защитным покрытием химически стойкой эмалью или химически стойким лаком.

Уксусную кислоту  транспортируют до кислотной базы также  в металлических гуммированных  цистернах. Плавиковую кислоту доставляют в эбонитовых баллонах.

Для доставки кислоты  с химических заводов на кислотные  базы, если они близко расположены, и с кислотной базы на скважины используют автоцистерны-кислотовозы. Внутренние поверхности этих цистерн  гуммируют или защищают многослойным покрытием химически стойкими эмалями  и лаками.

Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических  стационарных резервуарах емкостью 25–50–100 м3. Эти резервуары защищают кислотоупорной футеровкой (покрытие эмалями, лаками, гуммирование).

Разведение кислоты  с доведением раствора до нужной концентрации производится в передвижных емкостях, устанавливаемых у скважин. Обычно эти емкости представляют собой  применяемые на производственных площадях мерники для сбора нефти объемом 14 м3, внутренние поверхности которых покрыты защитным слоем.

Для удобства перевозки  мерники устанавливают на полозьях. Для перекачки кислоты из железнодорожных  цистерн в емкости и из емкостей в автоцистерны применяются кислотоупорные центробежные насосы с малым напором  и большой производительностью.

При перекачке кислоты  используются резиновые гофрированные  шланги или же гибкие трубы из поливинипласта и полиэтилена.

Для кислотных обработок  в большинстве случаев применяют  цементировачный агрегат ЦА-320

1.3. Технология  проведения солянокислотных обработок скважин

Процесс солянокислотной  обработки скважины заключается  в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или  самотеком, если пластовое давление низкое).

Порядок работ при  этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов  коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки  и от продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают  ее там, не продавливая в пласт. Через  несколько часов отреагировав кислоту  вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть  или вода) в затрубное пространство скважины.

Кислотная ванна  предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается  одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят.

Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной  кислоты или готовят его тут  же у скважины.

Сначала скважину заполняют  нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный  раствор соляной кислоты. Объем  нефти, вытесненной из скважины через  кольцевое пространство, измеряют в  мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы  и кольцевое пространство от башмака  труб до кровли пласта. После этого  закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением  закачивают в скважину. Кислота при  этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в  пласт водой или нефтью.

При низких давлениях  в скважинах не всегда удается  установить циркуляцию при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в скважину прокачивают  с максимально возможной скоростью  от 10 до 20 м3 нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве при помощи эхолота или других приборов (например, газовых счетчиков). Установив, что уровень в скважине перестал подниматься, не прерывая процесса, в скважину вслед за нефтью на той же скорости нагнетают весь рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

Нагнетать кислоту  в пласт необходимо с максимально  возможными скоростями, чтобы кислота  проникала на большие расстояния от ствола скважины.

После продавливания  кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время  в покое для реагирования кислоты  с породой, после чего пускают  скважину в эксплуатацию.

Технология проведения солянокислотных обработок неодинакова  и может изменяться в зависимости  от физических свойств пласта, его  мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты  в пласт насосом или самотеком, как описано выше.

При наличии одного мощного пласта рекомендуется применять  ступенчатую обработку. Для этого  всю мощность пласта разбивают на интервалы по 10–20 м, которые поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают раствором кислоты с установкой башмака труб в нижней части обрабатываемого интервала.

При обработке слабопроницаемых пород часто не удается прокачать  в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-З  м3 раствора кислоты и выдерживают  скважину под давлением в течение  нескольких часов. После того как  давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в  количестве 5–7 м3.

Другой разновидностью солянокислотных обработок являются серийные обработки, заключающиеся  в том, что скважину последовательно 3–4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5–10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые  пласты.

Эффект от солянокислотной  обработки определяется разностью  в величине коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после  ее обработки.

Кислотную обработку  газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием  в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется  также метод кислотной обработки  под давлением без глушения скважины. Тогда после закачки в скважину кислоты ее продавливают в пласт  воздухом или газом при помощи компрессора.

2.Существующие методы солянокислотных обработок  и их недостатки в условиях высокой обводненности скважинной продукции.

Существуют различные  способы воздействия соляной  кислоты на пласт (ванны, простые кислотные обработки, глубоконаправленные, и т.д.).

2.1  Простые кислотные обработки

Применяются наиболее часто в практике для интенсификации притока нефти. Технологически этот метод осуществляется  так же, как и кислотная ванна,с той лишь разницей, что кислота закачивается в пласт под давлением.

Основная цель такой обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счет растворения привнесенных в пласт взвесей и увеличение проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород.

Наибольшая эффективность достигается  при проведении простых кислотных  обработок после проведения кислотных  ванн.

2.2 Термокислотная обработка скважин

Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо  растворяются в холодной кислоте. Взаимодействию кислоты с породой часто мешают отложения на забое скважины парафина, смол и асфальтенов. Поэтому для  повышения эффективности обработки  скважин применяют нагретую кислоту.

Кислоту нагревают химическим путем, т. е. за счет экзотермической реакции  взаимодействия соляной кислоты  с реагентами, загружаемыми в специальный  наконечник, опускаемый на трубах в  скважину. Лучший реагент для термокислотных обработок - магний, при растворении  которого в соляной кислоте выделяется большое количество теплоты (19,1 МДж  или 4662,5 ккал на 1 кг Мg), а продукты реакции  хорошо растворяются в воде.

На промыслах применяют два  технологических варианта обработки  скважин нагретой кислотой. По первому  варианту количество кислоты и магния берут в соотношении, обеспечивающем при полном растворении металла  нагревание всей соляной кислоты  до оптимальной температуры. Такую  обработку называют термохимической. Ее применяют для расплавления парафина и асфальтовых отложений на забое  скважины и обработки приствольной части пласта, так как вследствие высокой активности кислота нейтрализуется в призабойной зоне вблизи ствола скважины.

По второму варианту берут значительно  больше кислоты, чем ее нужно для  растворения магния. Скважину обрабатывают в две стадии, непрерывно следующие  одна за другой. Первая стадия - термическая  обработка, вторая - обычная кислотная  обработка. После воздействия нагретой кислотой забой скважины очищается, поэтому холодная кислота активно  воздействует на породу. Такую обработку  принято называть термокислотной.

Для проведения термокислотных и термохимических  обработок применяют специальные  наконечники. Магниевые стержни  помещают в верхнюю часть наконечника - в трубку, которая соединена  переводником и муфтой с насосно-компрессорными трубами. В этой трубе происходит взаимодействие магния с кислотой. Нагретая кислота, пройдя через решетку, попадает в нижнюю трубу, которая служит для выброса кислоты через нители, размещенные попарно в шахматном порядке. Для удаления выделяющегося водорода в наконечнике устанавливают воронку-газоотбойник, а в верхней части нижней трубы просверливают отверстия. Нижний конец нижней трубы наглухо закрывают пробкой. В нижней трубе на растянутых пружинах устанавливают регистрирующий термометр в защитном кожухе.

Во время термической обработки  важно установить правильный режим  закачки кислоты в скважину. При  быстрой подаче кислота не успевает реагировать с магнием и температура  ее не повышается до необходимой величины. Режим нагнетания кислоты, соответствующий  количеству магния и необходимой  температуре нагревания кислоты, можно  подобрать путем стендовых испытаний  или расчетным способом. Количество 15%-ной кислоты обычно берут из расчета 100 дм³ на 1 кг магния. При этом температура раствора кислоты с остаточной концентрацией НСL, равной 11-12%, повышается на 60-70° С. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.

Эффективность термохимической обработки  призабойных зон скважин можно  повысить, если экзотермическая реакция  будет происходить не в скважине, а в пласте. Это достигается  путем предварительного введения порошкового  магния в пористую среду с последующим  нагнетанием в пласт кислоты. Доставка его в пласт производится с помощью магниеносителя, в качестве которого используется жидкость на крахмальной  основе (с концентрацией технического крахмала 1-2% в 2%-ном растворе NaОН и  КОН). В этой жидкости порошок магния остается во взвешенном состоянии. Эта  жидкость предварительно нагнетается  в пласт в качестве подушки, оттесняющей  нефть от забоя и закрывающей  дренированную часть пласта. Нефть  удаляют, чтобы избежать загрязнения  ею поверхности частиц магния, препятствующего  полному развитию экзотермической  реакции при нагнетании в пласт  соляной кислоты.

Но в современной практике данные способы обработок не являются достаточно эффективными при высоких значениях  обводненности продукции скважин.

3.Пути решения проблемы  повышения эффективности солянокислотных  обработок в условиях высокой  обводненности.

Для решения проблем повышения эффективности солянокислотных обработок в условиях высокой обводненности проводят гипано-кислотную обработку.

Суть метода заключается  в следующем: в ПЗП в определенной последовательности и в рассчитанных количествах закачиваются коагулятор (СаСl2), полимер (гидролизированный  полиакрилонитрил - гипан) и соляная  кислота. Коагулятор насыщает проводящие каналы обводненной толщи пласта, полимер при контакте с пластовой  водой образует гелеобразную массу, препятствующую поступлению воды в скважину, а кислота открывает новые каналы в нефтяной толще пласта.

В результате анализа были сделаны следующие выводы.

При низких средних значениях  дебитов Q1 = 0,9 т/сут, высокой обводненности V1 = 72,9% и отбора воды с начала разработки (Qв < cнр >) = 14,7 тыс. мі (удельный отбор Q'в< снр > = 1,62 тыс. мі на 1 метр вскрытой толщины пласта), когда другие методы обработок неэффективны или малоэффективны, применение гипано-кислотных обработок (ГКО) позволило дополнительно добыть 227,6 тонн нефти на одну обработку за один скользящий год.

Отметим, что 46,2% обработок  в диапазоне обводненности V1 = 51 - 60% пришлось на долю ГКО и 796% обработок в диапазоне V1 от 61 до 100%. Если выделить и проанализировать интервал V1 от 81 до 90%, то можно сделать вывод, что гипанокислотные обработки по-прежнему эффективны - 266 тонн дополнительной нефти на одну обработку за скользящий год или 1320,6 тонн за все время продолжительности эффекта (5 - 6 лет).

По сложившейся практике для интенсификации добычи нефти  из карбонатных коллекторов применяются  различные модификации солянокислотных  обработок (простые кислотные, пенокислотные, термокислотные, нефтекислотные). Как  правило, все они делаются при  обводненности добываемой жидкости не выше 20%, для нефтекислотных - не выше 50%.

 
Сущность гипано-кислотной  обработки

Коагулятор насыщает высокообводненные  каналы-трещины, частично и поры обводненной  толщи пласта, при этом он частично растворяется пресной водой буферных «подушек». То же самое происходит и  с полимером. За счет частичного снижения концентрации реагентов устраняется «расклинивающий эффект». Во время ввода коагулятора в пласт давление закачки, как правило, стабильно и находится в пределах 0 - 8 МПа (в зависимости от состояния призабойной зоны пласта).

По мере продавливания  полимера наблюдается равномерный  рост давления, которое при подходе  раствора соляной кислоты к интервалу  перфорации поднимается на 3 - 7 МПа, и снижение поглотительной способности  пласта. Это показывает, что каналы поступления воды закрыты достаточно прочно. Соляная кислота, частично проходя  вслед за полимером, усиливает прочность  закрытия обводненных каналов, а  основной объем ее открывает новые  каналы в нефтяной толще пласта. По мере ввода раствора соляной кислоты  в пласт давление падает и к  концу продавки в большинстве  случаев составляет 3-5 МПа (на отдельных  скважинах падает до нуля, и редко  остается на уровне ввода в пласт  полимера). В качестве коагулятора  применяется раствор хлористого кальция, в качестве полимера - гидролизованный  полиакрилонитрил (гипан).

Заключение.

 Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить  нефтеотдачу уже разрабатываемых  пластов, на которых традиционными  методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Впервые работы по применению гипано - кислотных обработок (ГКО) начаты в 1988 году в скважинах Копей - Кубовского месторождения. Позже ГКО проводились  и на других месторождениях со сходными характеристиками карбонатных коллекторов.

Применение метода показало его эффективность при обработке  скважин, имеющих высокую обводненность (70 - 100%), пластовое давление ниже гидростатического  и высокую поглотительную способность. Необходимо отметить, что продолжительность  эффекта от ГКО значительно превышает  продолжительность эффекта от кислотных  обработок. Любые модификации солянокислотных  обработок дают эффект, как правило, не дольше 1-2 лет, тогда как эффект по ряду скважин после ГКО продолжается 5 - 6 лет и более.

Список  использованных источников.

1.  Аглиуллин  М.М.,  Абдуллин М.М.,  Курмаев  А.С.,  Рахматуллин Р.Х. Патент  РФ №2123591.  Способ обработки  прискважинной зоны пласта и устройство для его осуществления. Оп. 20.12.98.  Бюл. №35. 

2. Байков Н.М. «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» М. Недра, 1983 г.

3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.

4. Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» М. Недра, 1983 г.

5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980 г.

6. Гиматудинов Ш.К. «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.

7. Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. «Информационный контроль и сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин»

8. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. - 312с.