Кислотні обробки порід-колекторів

Суть усіх методів інтенсифікації видобутку нафти і газу полягає у покращенні фільтраційних властивостей привибійної зони пласта. За характером взаємодії на продуктивний пласт виділяють наступні основні методи: хімічний, механічний та комбінований. У даному розділі розглянемо хімічний метод.

Під хімічною дією на привибійну зону пласта розуміють перш за все її обробку соляною та іншими кислотами, які розчиняють відповідно, карбонатні (солянокислотна обробка) та силікатно-карбонатні (глинокислотна обробка) компоненти породи. При цьому привибійна зона колектора очищується від глинистих частинок промивної рідини, зменшується поверхневий натяг на межі пластовий флюїд — фільтрат промивної рідини, розширюються внаслідок розчинення цементуючого матеріалу порові канали породи, у результаті чого значно покращуються умови припливу нафти або газу до вибою свердловини.

При кислотній обробці взаємодія між різними компонентами породи і кислотами відбувається наступним чином:

CaCO₃ + 2HCl ® CaCl₂ + H₂O + CO₂

MgCO₃ + 2HCl ® MgCl₂ + H₂O + CO₂

CaCo₃ + 2HF ® CaF + CO₂ + H₂O

CaAl₂Si₂O₈ + 16HF ® CaF + 2AlF₃ + 2SiF₄ + 8H₂O

SiO₂ + 4HF ® SiF₄ + 2H₂O.

CaCl₂ i MgCl₂ добре розчинні у воді, а SiF₄ та CO₂ — газоподібні продукти, а тому легко видаляються із пласта разом з нейтралізованим розчином.

Найпростіша схема КО передбачає підйом глибинного обладнання зі свердловини, спуск НКТ з промивкою до вибою і підняття башмака труб в інтервал перфорації. У свердловину нагнітають при прямій циркуляції кислотний розчин (КР) в об’ємі НКТ, закривають затрубну засувку, продовжують нагнітання решти запланованого об’єму кислоти і рідини. Після нагнітання всього об’єму кислоти у пласт закривають буферну засувку, відключають насосний агрегат та іншу спецтехніку і приступають до очищення привибійної зони від продуктів реакції.

Механізм кислотної дії на колектор розглянемо з позицій розчинності порід, швидкості утворення продуктів реакції, зміни проникності порід після обробки. Склад активної частини кислотних розчинів підбирають так, щоб забезпечити збільшення пористості за рахунок розчинення складових породи приблизно на 10%, а забруднення розчинити по можливості повністю. Наприклад, один кубометр КР 15% НСІ розчиняє 220 кг вапняку СаСО₂, а 3% НF розчинне 23 кг Sio₂ або 36 кг глини.

Продукти реакції викликають зниження проникності порід після КО, якщо вони відкладаються у поровому просторі у вигляді гелю або твердої фази чи взаємодіють з пластовими флюїдами, утворюючи осади або емульсії.

При реакціях СКР утворюються розчинні та тимчасово розчинні продукти реакції, тому технологію обробки СКР треба будувати так, щоб попередити випадання нерозчинних осадів (гідроксиду заліза, гіпсу та ін.).

При реакціях ГКР з силікатними породами утворюються тимчасово розчинні та нерозчинні продукти (гель кремнієвої кислоти, солі гексафторкремнієвої кислоти та ін.), які здатні закупорити поровий простір. Найважливіше при ГКО - не допустити закупорювання пласта продуктами реакції.

Зміна проникності порід при фільтрації через них кислотних розчинів залежить від хімічного і мінералогічного складу, структури порового простору, режимів фільтрації і термобаричних умов при реакції. Наприклад, при повному розчиненні глинисто-карбонатного цементу еоценових пісковиків карбонатністю С_к = 2..9% збільшення проникності К_к.пр = 0,8С_к разів. Звичайно при обробці теригенних колекторів проникність зразків порід зростає у 2..10 разів. При обробці карбонатних порових порід підвищення проникності практично не обмежене.

На вибір раціональних режимів обробки і технологію робіт впливає знання швидкості реакції КР з породами. Швидкість реакції залежить від початкової концентрації кислоти С₀, термобаричних умов проходження реакції у пласті, відношення величини поверхні породи, що контактує з кислотою, до об’єму кислотного розчину і гідродинамічних умов, які описуються параметром Рейнольдса (h_l).

За однакові проміжки часу ступінь нейтралізації кислоти породою залежить від початкової концентрації. З ростом температури швидкість реакції збільшується. Наприклад, при підвищенні температури на 10^оС швидкість реакції зростає приблизно у два рази. При збільшенні тиску реакція з соляною кислотою сповільнюється, а з плавиковою - дещо зростає. Величезний вплив на швидкість реакції має відношення реагуючої поверхні породи до об’єму кислоти у порах, яке різко збільшується при зменшенні розміру пор. Так, у каналі діаметром 1 мм це відношення становить 40, а у порах діаметром 20 мкм — 2000. Тому зменшення розмірів пор чи тріщин викликає різке підвищення швидкості нейтралізації. Наприклад, розрахункова глибина проникнення активної кислоти у каналах діаметром 1 см становить 600 см, діаметром 1 мм — 20 см, а у порових каналах 10 мкм - 5 см, за інших рівних умов. Таким чином, нейтралізація кислоти у поровому просторі відбувається під час нагнітання її у пласт, тому очікувати реагування не потрібно.

Вплив гідродинамічних умов фільтрації кислоти на швидкість її нейтралізації відчувається лише у великих каналах або тріщинах. Тут при збільшенні R_e ступінь нейтралізації зростає не пропорційно, але у меншій мірі. При малих R_e, що відповідає фільтрації кислоти через поровий простір, його впливу на швидкість реакції немає, тому при КО теригенних колекторів збільшення витрати кислоти практично не збільшує глибини обробки пласта.

Вибір рецептури КР здійснюється з врахуванням хімічного і мінералогічного складу порід, їх фільтраційних властивостей, хімічного складу і властивостей пластових флюїдів, пластової температури і причин забруднення привибійної зони. Типовий КР складається з активної частини (НСІ, НСІ + НF), розчинника, інгібітору корозії, стабілізатора і ПАР. Для обробки вапняків, карбонізованих ( ) пісковиків, колекторів, забруднених відкладами карбонатів, застосовують СКР 15% НСІ, а при іноді й 30% НСІ. Для обробки піщано-глинистих порід застосовують ГКО, спочатку закачуючи СКР 10..15% НСІ, а за нею ГКР 10..15% НСІ + 1..5% НF. Співвідношення об’ємів першої і другої частин розчину залежить від карбонатності породи і при С_к = 5% становить 1:1.

Розбавлення кислоти здійснюється звичайною водою. Однак, наприклад, при КО поліміктових піщано-алевролітових вологомістких порід Західного Сибіру добрі результати одержують при приготуванні КР на ацетоні, якщо обводненість свердловин < 10%. Під час обробки газових і газоконденсатних свердловин корисно виготовляти КР на спирті (метанол, ізопропіловий). Застосування названих вуглеводневих розчинників сприяє зневодненню порід і зменшенню поверхневого натягу на межі розділення фаз.

Ефективність інгібіторів оцінюється коефіцієнтом гальмування корозії К_г.к., який є співвідношенням кількості розчиненого металу у не інгібованій кислоті до кількості розчиненого в інгібованій. При пластових температурах до 100⁰С достатньо забезпечити значення К_г.к.= 20. Якщо 15% НСІ при 100°С при нагнітанні кислоти по НКТ розчиняє 3500 г/м².год) заліза, то при застосуванні 0,5% інгібітору Север-І розчинність зменшується до 175 г/(м².год). Застосування інгібіторів має температурні обмеження та за концентрацією НСІ.

Стабілізатори призначені для попередження випадання осаду Fe³⁺у вигляді гідроокису заліза шляхом додавання у кислоту агентів (органічних кислот), які утворюють з залізом розчинні комплекси. Стабілізуючі властивості обмежуються температурою, наприклад, для 2% оцтової кислоти Т 60^оС.

ПАР застосовується для поліпшення фільтрації КР у породі, попередження блокування привибійної зони продуктами реакції і полегшення їх видалення на поверхню. Для КО у нафтовидобувних свердловинах застосовують катіоноактивні (катапін) і неіоногенні ПАР (превоцел, ОП-ІО, неонол) у кількості 0,3..0,5%.

При плануванні об’єму кислоти практикується емпіричний підхід. При першій КО закачують 0,5м³ КР на один метр поглинаючої товщини пласта, при другій — 1 м³/м, а при третій — 1,5 м³/м, якщо ці КО, призначені для розчинення порід і домішок, занесених у пласт при бурінні або ремонті. Якщо ж КО призначені для боротьби з відкладами карбонатних солей при експлуатації нафтових свердловин, збільшення об’єму КР для послідовно здійснюваних КО не потрібне.

При закачуванні КР у пласт для КО порових колекторів (особливо теригенних) тиск не повинен перевищувати тиску розриву пласта (розкриття глибоких тріщин), щоб забезпечити рівномірне проникнення кислотних розчинів у пласт. При КО тріщинуватих колекторів (особливо карбонатних) тиск має бути технічно допустимим на експлуатаційну колону.

Витрата рідини при закачуванні у пласт для обробки тріщинуватих колекторів повинна бути максимальною у межах технічно допустимої. При обробці порових колекторів (теригенних) звичайно важко забезпечити добру приймальність свердловин, тому витрата КР звичайно невелика, але це незначно впливає на глибину проникнення активної кислоти.

Час перебування кислотних розчинів у пласті не має перевищувати часу нейтралізації кислот. Це означає, що у порових теригенних колекторах витримки КР у пласті практично не потрібно, а у карбонатних — це тим більше не бажано. КР нейтралізуються ще під час руху у порах теригенного та у порах і тріщинах карбонатного пластів. Якщо не зупиняти руху кислоти і продуктів її реакції у пласті, або ж підтримувати залишкову кислотність, наприклад, на рівні С 0,1С_о, закупорювання порових каналів практично не відбувається. Продукти реакції видаляються із привибійної зони шляхом збудження припливу флюїдів із пласта у свердловину при відкритому переливі або при дренуванні з застосуванням газоподібних агентів (азоту, повітря), пінних систем чи насосного обладнання.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
	\|	Гідравлічний розрив пласта

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.015 сек.