Химические методы интенсификации, применяемые на Уренгойском НГКМ

Кислотные обработки  проводят только в технически исправных  скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.

Выбор способа  ОПЗ и вида кислотных обработок  осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию  и периодичность проведения КО обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.

2.1.1. Солянокислотная обработка призабойной зоны скважин

Применяется, если пласт представлен  карбонатными породами - известняками и доломитами.

Эта обработка  ПЗС основана на способности соляной  кислоты растворять карбонатные породы по следующим реакциям:

Известняк СаСО_3:

СаСО₃+2HCI = CaCl₂+H₂O+CO2 ↑

Доломит CaMg(C0₃)₂:

CaMg (C0₃)₂+ 4НСl = CaCl2 + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂ ↑

Продукты  реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.

Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн.

Для обработки  скважин применяется ингибированная соляная кислота со специальными добавками для снижения коррозионного воздействия на металл. К концентрированной  HCl, в ингибированных кислотах, добавляются 0,8-1,0% ПБ-5 и 0,01-0,015% хлористого мышьяка. В ряде случаев к кислотному раствору добавляют так называемые "кислотные стоки", содержащие уксусную кислоту. Кислотные стоки являются производственными отходами, и их использование снижает затраты на кислотную обработку скважин. Имеющаяся в составе кислотных стоков уксусная кислота, так же как и соляная, вступает в реакцию с карбонатами:

СаСОз + 2СНзСООН = Са(СНзСОО)₂ + Н₂О+ СО₂,

CaCО₃MgCО₃+4 СН₃СООН=Са(СНзСОО)₂ +Mg(СНзСОО)₂+ +2H₂O+2CO₂.

 

При использовании  кислотных стоков, в составе которых  имеется уксусная кислота, необходимо иметь в виду, что с увеличением температуры растворяемость Са(СНзСОО)₂ в воде уменьшается.

Скорость  реакции кислоты (кислотного раствора) характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры следующим образом: в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60°С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НСl не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.

Для обработки  ПЗС используются, как правило, кислотные  растворы с концентрацией 8–15% в  зависимости от вещественного состава  пласта.

При низких концентрациях раствора глубина  его проникновения в пласт  увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. 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. С другой стороны, кислотные растворы с концентрацией более 15% HCl хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт.

Повышение давления приводит к снижению скорости реакции. Экспериментально установлено, что время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7–10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа; при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30–35 раз, а при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз. На рис. 1 показаны качественные зависимости влияния на время нейтрализации кислотного раствора Т_н, давления Р и температуры t.

 

Рис. 1. Влияние давления и температуры на время нейтрализации кислотного раствора:

Р₀, – атмосферное давление;

t_c – стандартная температура (t_c = 20°С)

2.1.2. Глинокислотная обработка призабойной зоны скважин

Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород.

Сущность  глинокислотной обработки терригенных коллекторов и состоит в учете особенностей их строения. 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.

Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной кислот. Фтористоводородная (плавиковая) кислота разрушает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глинистого раствора (каолин), проникшего в пласт в процессе его бурения, и кварцевый материал (кварц):

 

Каолин:             H₄Al₂Si₂O₉ + 14HF=2AIF₃+2SiF₄+9H₂O,

Кварц:                       SiO₂ + 4 HF = SiF₄ + 2 H₂O.

Фтористоводородная  кислота, выпускаемая по ГОСТ, хранится в сосудах из свинца, парафина, воска, эбонита и др. Стекло и керамика разлагаются этой кислотой. Второй компонент глинокислоты - соляная кислота - существенно влияет на эффективность обработки. Выделяющейся при глинокислотной обработке газообразный SiF с водой образует кремниевую кислоту Si(OH)₄, т.е.:

SiF₄+4H₂0=Si(OH)₄+4HF.

В нейтральной  среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты в глинокислоте предотвращает выпадение геля, так как в кислой среде кремниевая кислота находится в растворенном виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль А1Р₃ в хорошо растворимую соль А1С1₃ в результате следующих реакций:

АlF₃+ЗНС1=А1С1₃+ЗНF; А1С1₃+ЗН₂O=А1(ОН)₃+3НС1.

Если  пласт представлен не только глинизированными песчаниками, а содержит и карбонаты, то обработка глинокислотой приводит к выпадению нерастворимой соли СаF₂ в результате реакции

СаСОз +2 HF = CaF₂ + Н₂O+ CO₂.

Если  песчаники сцементированы карбонатами, то следует вначале обработать скважину соляной кислотой, а затем произвести глинокислотную обработку.

Пары  HF чрезвычайно ядовиты, так что при работе с этой кислотой необходимы усиленные меры предосторожности. Поэтому на практике вместо HF часто используют менее опасный фторид-бифторидаммоний NH₄FHF в виде твердого кристаллического вещества. Один кг NH₄FHF химически эквививалентен 1,55 л 40%-й плавиковой кислоты. Фторидбифторидаммоний растворяют в соляной кислоте, что приводит к частичной ее нейтрализации (поэтому для растворения NH₄FHF используют солянокислотный раствор повышенной до 15% концентрации):

NH₄FHF + 2НС1 = 2HF + NH₄Cl.

Выбор кислоты  и ее концентрации зависит от минерального состава пород, термобарических параметров пласта, технологии его вскрытия, оборудования скважин. При концентрации кислоты более 25% вязкость раствора существенно увеличивается. Поэтому, как правило, для обработки пласта используется раствор с содержанием кислоты до 25 %.

При приготовлении  глинокислотного раствора, так же как и при приготовлении раствора соляной кислоты, в емкость заливают расчетное количество воды или другого растворителя, затем добавляют соляную и плавиковую кислоты.

Пример. Необходимо приготовить 10 м³ глинокислотного раствора, состоящего из 8% соляной кислоты и 3% плавиковой кислоты. Концентрация исходной соляной кислоты равна 30%, плавиковой - 40%. На 1 м³ раствора необходимо 232 ∙ 10^-3 м³ соляной кислоты 30%-ной концентрации, 67 ∙ 10^-3 м³ плавиковой кислоты 40%-ной концентрации и 701 - 10^-3 м³ воды. Тогда для приготовления 10 м³ раствора нужно: воды 7,01 м³, соляной кислоты 2,32 м³ и плавиковой кислоты 0,67 м³. При аналогичных расчетах для приготовления кислотных растворов различной концентрации.

Для приготовления  гидрофобных конденсатокислотных эмульсий используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 85-90% требуемого объема эмульсии и конденсат в объеме 10-15% с добавкой эмульгаторов. В зависимости от соотношения объемов кислотного раствора и конденсата, используемого эмульгатора и интенсивности перемешивания вязкость получаемой эмульсии можно изменять в пределах 100-1000 с (по СПВ-5). Рекомендуется применять эмульсии вязкостью не более 200 с. В качестве эмульгатора используются ОП-7, ОП-10, Т-1, Т-2, Авиваж К-2, диаминдиолеат и др. Эмульсию готовят следующим образом. Раствор соляной кислоты с конденсатом и раствором ПАВ, приготовленным из дизельного топлива (150-200) – 10^-3  м³ и гидрофобного эмульгатора (Т-1, Т-2, Авиваж К-2 и др.), насосным агрегатом смешивают и перекачивают в новую большую емкость. При этом происходит значительное увеличение вязкости эмульсии. Перемешивание эмульсии продолжается непрерывно.

Проведение  кислотной обработки призабойной зоны пласта осуществляется при помощи следующих агрегатов: для глушения и промывки скважины - ИЛ-320 и ЗЦА-400; для закачки кислотного раствора в пласт - АзИНМАШ-ЗО, АН-500, 2АН-500,4АН-700, ЦА-ЗОО, ЗЦА-400; для транспортировки кислоты - АзИНМАШ-ЗО, других рабочих жидкостей - автоцистерны 4ЦР; для освоения скважины после кислотной обработки - компрессорные установки УКП-80, УКС-80; для приготовления рабочих жидкостей - металлические емкости объемом 24-50 м³.  

2.1.3. Химические реагенты, применяемые при кислотных обработках

Уксусная  кислота (СН3СООН) применяется как  реагент, замедляющий взаимодействие соляной кислоты с карбонатной  составляющей породы, и как стабилизатор кислотных растворов, предупреждающий выпадение в поровом пространстве пласта объемистого осадка гидрата окиси железа. Введение 4—5 % от общего количества кислотной смеси уксусной кислоты в 4—4,5 раза замедляет скорость нейтрализации основной части кислотного раствора карбонатной породы пласта.

Сульфонол — синтетическое поверхностно-активное вещество. Применяется для процессов интенсификации нефтедобычи — нефтеотмывающий агент, компонент кислотных систем в технологиях обработки призабойной зоны пласта.

СИНОЛ-Кам — применяется для глушения скважин, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Гидрофобизатор  «НЕФТЕНОЛ ГФ» — Применяется  в нефтедобывающей промышленности для понижения смачивания водой  твердых поверхностей породы (водоотталкивание) при обработке призабойных зон и глушении скважин.

2.1.4. Способы проведения кислотных обработок

Существует  четыре способа проведения кислотных  обработок: кислотная ванна, простая, массированная и направленная кислотная  обработка, а также гидрокислотный разрыв пласта. Выбор вида обработки  зависит от минерального состава и свойств пласта, цели и очередности проведения кислотной обработки.

Кислотная ванна  проводится для очищения забоя от глинистой корки. Технология проведения слудующая. Насосно-компрессорные трубы спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства (рис.а) При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора кислоты (рис.б), а затем без остановки — продавочную жидкость — воду (рис. в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ (рис. г), закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 16—24 ч (точный срок устанавливают для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое). По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

Технология  простой кислотной обработки заключается в следующем. В нефтяную добывающую скважину через НКТ закачивают нефть, в водонагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод за-трубного пространства (рис. а). При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью или водой в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации (рис. б). Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем — продавочную жидкость (рис. в). После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование (рис. г).