Методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта
Методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Условно методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов. Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах, а также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.). Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в призабойной зоне пласта с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и так далее.
Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в призабойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения, также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной юны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.
Последнее время с целью улучшения проницаемости призабойной зоны пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.
Кислотные обработки скважин
Наиболее эффективным и часто применяемым методом обработки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НСl) и фтористоводородной (НF) кислоты.
Соляно-кислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы - известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:
2НС1+СаСО3=СаС12+СО2.
При воздействии на доломит:
4НС1+СаМg(СО3)2=СаС12+МgС12+ Н2О +2СО2.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (МgC12) - из-за их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения акции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увеличиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.
Следует учитывать, что при температуре выше 20°С основная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С учетом этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубоко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или предварительно охлаждать призабойную зону пласта, применять различные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.
Скорость растворения пород в кислоте значительно замедляется с повышением давления. Лабораторными и промысловыми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатности пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного раствора. С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа:
Fе(ОН)3+3НС1=FеС13+3Н2О. ;
Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пуcке скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и нефтепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин использовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учитывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение которых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зоны скважины. Среди таких примесей можно отметить следующие:
- хлористое железо (FеС12), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка;
- серная кислота Н2SО4 в растворе; при взаимодействии ее с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (СаSО4-2Н2О), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов;
- некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок;
- фтористый водород и фосфорная кислота, которые присутствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (СаF2) и фосфорно-кислого кальция [Са3(РО4)2].
Раствор соляной кислоты для обработки призабойных зон скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1) в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1 равна -32,8°С. Для проведения кислотных обработок объемная концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально.
Заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кислоты, которые различаются между собой концентрацией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, серной кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является синтетическая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее 31%, железа - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. Растворы соляной кислоты, применяемые на промыслах при обработках скважин, обладают высокими коррозионными свойствами. Чем выше концентрация НСl в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и трещин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добавляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.
Ингибиторы добавляют в количестве до 0,1 % в зависимости от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов применяют:
- формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7-8 раз;
- уникол ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную активность в 30-40 раз. Учитывая, что уникол не растворяется в воде, из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, его концентрацию уменьшают до 0,1%, что снижает коррозионную активность только в 15 раз. Ингибитор катапин А при дозировке 0,1% от объема кислотного раствора снижает коррозионную активность раствора в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. Защитные свойства катапина А значительно ухудшаются при высоких температурах. Например, при температуре 80-100°С его дозировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Катапин А является хорошим катионактивным ПАВ. Кроме перечисленных, имеются и другие реагенты для снижения коррозионной активности раствора НСl.
Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария: Н2SО4+ВаСl2=ВаSО4+2НС1.
В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаСl). Образующийся сернокислый барий ВаSО4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодействии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и цементом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для недопущения этого применяют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (НF) кислоты, а также другие (лимонная, винная и другие) кислоты. Добавка плавиковой кислоты (НF) в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа, алюминия и в значительной степени замедляет реакцию раствора НСl с породой, что способствует закачке концентрированного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя участки пласта.
В промысловой практике используются так называемые интенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта. Добавка ПАВ повышает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие, как катапин А, мервелан К(О), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на промысловых кислотных базах и реже непосредственно на скважине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий,снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсификатор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.
Приготавливают растворы НСl со строгим соблюдением правил техники безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Особые требования предъявляются при обращении с фтористоводородной (плавиковой) кислотой (НF), пары которой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внутренним покрытием) железнодорожных цистернах и автоцистернах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покрывают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или другим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту перевозят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах.
Методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Условно методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов. Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах, а также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.). Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в призабойной зоне пласта с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и так далее.
Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в призабойной зоне пласта образуются смолопарафиновые отложения, также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной юны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и так далее. При этом в призабойной зоне пласта должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.
Последнее время с целью улучшения проницаемости призабойной зоны пласта в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.
Кислотные обработки скважин
Наиболее эффективным и часто применяемым методом обработки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НСl) и фтористоводородной (НF) кислоты.
Соляно-кислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы - известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:
2НС1+СаСО3=СаС12+СО2.
При воздействии на доломит:
4НС1+СаМg(СО3)2=СаС12+МgС12+ Н2О +2СО2.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (МgC12) - из-за их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения акции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увеличиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.
Следует учитывать, что при температуре выше 20°С основная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С учетом этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубоко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или предварительно охлаждать призабойную зону пласта, применять различные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.
Скорость растворения пород в кислоте значительно замедляется с повышением давления. Лабораторными и промысловыми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатности пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного раствора. С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа:
Fе(ОН)3+3НС1=FеС13+3Н2О. ;
Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пуcке скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и нефтепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин использовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учитывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение которых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зоны скважины. Среди таких примесей можно отметить следующие:
- хлористое железо (FеС12), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка;
- серная кислота Н2SО4 в растворе; при взаимодействии ее с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (СаSО4-2Н2О), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов;
- некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок;
- фтористый водород и фосфорная кислота, которые присутствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (СаF2) и фосфорно-кислого кальция [Са3(РО4)2].
Раствор соляной кислоты для обработки призабойных зон скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1) в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1 равна -32,8°С. Для проведения кислотных обработок объемная концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально.
Заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кислоты, которые различаются между собой концентрацией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, серной кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является синтетическая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее 31%, железа - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. Растворы соляной кислоты, применяемые на промыслах при обработках скважин, обладают высокими коррозионными свойствами. Чем выше концентрация НСl в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и трещин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добавляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.
Ингибиторы добавляют в количестве до 0,1 % в зависимости от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов применяют:
- формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7-8 раз;
- уникол ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную активность в 30-40 раз. Учитывая, что уникол не растворяется в воде, из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, его концентрацию уменьшают до 0,1%, что снижает коррозионную активность только в 15 раз. Ингибитор катапин А при дозировке 0,1% от объема кислотного раствора снижает коррозионную активность раствора в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. Защитные свойства катапина А значительно ухудшаются при высоких температурах. Например, при температуре 80-100°С его дозировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Катапин А является хорошим катионактивным ПАВ. Кроме перечисленных, имеются и другие реагенты для снижения коррозионной активности раствора НСl.
Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария: Н2SО4+ВаСl2=ВаSО4+2НС1.
В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаСl). Образующийся сернокислый барий ВаSО4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодействии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и цементом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для недопущения этого применяют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (НF) кислоты, а также другие (лимонная, винная и другие) кислоты. Добавка плавиковой кислоты (НF) в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа, алюминия и в значительной степени замедляет реакцию раствора НСl с породой, что способствует закачке концентрированного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя участки пласта.
В промысловой практике используются так называемые интенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта. Добавка ПАВ повышает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие, как катапин А, мервелан К(О), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на промысловых кислотных базах и реже непосредственно на скважине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий,снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсификатор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.
Приготавливают растворы НСl со строгим соблюдением правил техники безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Особые требования предъявляются при обращении с фтористоводородной (плавиковой) кислотой (НF), пары которой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внутренним покрытием) железнодорожных цистернах и автоцистернах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покрывают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или другим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту перевозят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах.