Известные зарубежные составы прямых кислотных эмульсий, кроме углеводорода, ПАВ и кислоты, включают не менее 5 г/дм3 антифильтратов полимерной природы (Пат. 3934651 США, МКИ Е 21 В 43/27).
Следует отметить, что недостатками прямых эмульсий, стабилизированных, как правило, неионогенными ПАВ, являются трудность регулирования стабильности в пластовых условиях и их кислотная внешняя среда. При температуре, повышающей точку помутнения ПАВ, происходит их инактивация и эмульсия сразу разрушается с освобождением активного кислотного раствора. Попадание в состав эмульсий нефти при движении по нефтенасыщенным каналам может вызвать рост их вязкости, что ограничивает дальнейшую фильтрацию в глубь пласта.
3.4 Обратные кислотосодержащие эмульсии
Как упоминалось ранее, кислотной системой, эффективно обеспечивающей комплексную обработку ПЗП и повышающей охват пласта воздействием по толщине и глубине, является обратная кислотосодержащая эмульсия (ОКЭ).
При приготовлении ОКЭ на основе высоковязких нефтей имеют место их повышенная стабильность и очень медленная реакция с карбонатной породой. С этой целью предложено введение в состав нефти углеводородных растворителей, например, дизельного топлива. В результате «время жизни» ОКЭ сокращается до 2…4 ч, а вязкость – до 15…80 мПаŸс. технологически этот прием также трудно воспроизвести на практике из-за многообразия состава нефтей и растворителей.
Таким образом, известные составы ОКЭ отличают неравномерность обработки пласта по глубине из-за преимущественного увеличения диаметра крупных каналов, высокая активность кислотного раствора, освобождающегося из эмульсии, трудность разрушения при низких температурах, которая еще более возрастает при растворении в них десорбированных с поверхности горной породы АСПО.
Лучшим составом ОКЭ был бы такой, который позволял бы доставить «бронированный» в углеводородной среде кислотный раствор за радиус цементного камня, довольно быстро разрушался в пласте, но при этом освободившийся кислотный раствор обладал бы низкой скоростью реакции с горной породой и незначительной инфильтрацией по радиусу движения. В свою очередь углеводородная составляющая ОКЭ должна обладать высокой активностью в отношении АСПО как при движении по лифтовым трубам, так и в пласте.
Вместе с тем накопленный опыт применения известных составов ОКЭ в различных нефтяных регионах страны позволяет сделать вывод о их высокой эффективности, особенно при повторных операциях.
Так, на месторождениях Северного Кавказа из десяти повторных обработок в 60-х гг. семь были успешными.
На месторождениях НГДУ Ишимбайнефти до 1975 г. было проведено 616 обработок с применением ОКЭ. При этом в среднем на одну обработку получено 220 т дополнительной нефти, а при простых СКО – 73 т.
В ПО Пермнефть из 10 обработок ОКЭ успешными оказались 7. по ним дебит возрос примерно в 2,1 раза, что в 1,7 раза превышает показатели при обычных СКО на этих объектах.
Успешными были и обработки ОКЭ 56 высокотемпературных скважин месторождений Ставрополя.
В последние годы в связи с незначительным ассортиментом составов ОКЭ, трудностью управления процессами их проникновения в пласт и нейтрализации кислоты в коллекторе, а также разложения при низких температурах объем применения ОКЭ в отрасли снизился и имеет место практически на высокотемпературных объектах Северного Кавказа и Ставрополя.
Раздел 4. Способы соляно - кислотного воздействия
4.1 Кислотные ванны
Наиболее простыми кислотными обработками, предназначенными для очистки стенок и забоя скважин от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т.д. являются кислотные ванны.
Необходимое условие установления кислотной ванны - присутствие раствора кислоты в интервале обработки для чего разработаны определенные технологические приемы закачки и продавки раствора кислоты в скважину.
Исходя из опыта работы, рекомендованы к применению кислотные обработки на основе как соляной и грязевой кислот, так и различных ПАВ, выступающих ингибиторами коррозии. Функции ПАВ при СКО не ограничиваются только защитой металла от коррозии. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе «нефть – отработанный раствор соляной кислоты», а также за счет гидрофобизации (гидрофобность – свойство поверхности тела не смачиваться водой) поверхности породы пласта. Наиболее эффективными гидрофобизирующими реагентами являются гидрофобизатор ИВВ-1 и Нефтенол-ГФ, концентрация которых составляет 0,5-1,5%.
Технологический процесс осуществляется следующим образом. Колонну НКТ спускают до нижней отметки зоны перфорации и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора или других ПАВ от башмака НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации, а затем без остановки продавочную жидкость. После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 0,5-6 часов. 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. В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть.
Динамические солянокислотные и грязекислотные обработки проводятся аналогичным образом, но с меньшей выдержкой кислоты на реакцию. Расчетное количество соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора закачивается в НКТ, доводится до зоны перфорации расчетным количеством промывочной жидкости (нефть, вода) выдерживается 0,5-1 час. После выдержки закачивается еще 1-1,5 м3 продавочной жидкости, выдерживается 0,5-1 час и т.д. Таких циклов необходимое количество раз, а затем производится промывка скважины, обратная или прямая.
кислотный обработка скважина пласт
4.2 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.
4.3 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.
Вывод
Обобщение изложенных экспериментальных и промысловых данных свидетельствует о необходимости расширения работ в отрасли по применению прогрессивных технологий и типов кислотных составов для повышения эффективности КО скважин.
На поздней стадии разработки месторождений предпочтение следует отдавать комплексным технологиям обработки ПЗП, включающим проведение работ по ограничению водопритоков или изменению профиля нагнетания воды с последующей закачкой кислотно-углеводородных композиций пролонгированного действия, или использовать загущенные поверхностно-активные кислотные составы.
Кроме того, на этапе проектирования КО серьезное внимание должно уделяться вопросам ингибирования коррозии подземного оборудования и креплению скважин, удлинению срока активности кислот в пластовых условиях, предотвращению образования новых нерастворимых осадков, снижению скорости рассеивания составов вблизи ствола скважин, подбору эффективных растворителей АСПО, гидрофобизации фильтрационной поверхности, а также сопряженной проблеме быстрого и максимально возможного выноса на дневную поверхность обработанных составов.
Новые типы кислотных композиций на основе химических соединений с высокой поверхностной, гидрофобизирующей и железокомплексирующей активностью позволяют надеяться на существенный прогресс в вопросах повышения эффективности КО скважин на поздней стадии их эксплуатации.
Литература
1. Шевкунов Е.Н. Изучение радиальной глубины кислотной обработки в пластах с зоной внутренней глинизации // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч.-тем. сб. УФНИ. – 1989. – С. 136-138.
2. Южанинов П.М., Вилисов В.Н. Рациональные условия применения сульфаминовой кислоты при обработках скважин // Интенсификация процессов добычи нефти на месторождениях Пермского Прикамья: Тр. / ПермНИПИнефть. – 1983. – С. 49-53.
3. Внедрение спецтехнологий СКО для интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах Белоруссии / В.А. Санников, Г.М. Москалева, С.А. Конюшенко, И.В. Ивлев // Прогрессивные технологии освоения нефтяных месторождений Украины и Белоруссии: Сб. науч. тр. УкргипроНИПИнефти. – 1990. – С. 35-41.
4. Сучков Б.М. Влияние кратности соляно-кислотных обработок на их эффективность // НТИС. Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. – М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – Вып.2. – С.11-14.
5. Крылов Д.А., Батырбаев М.Д., Розницын В.В. Соляно-кислотные обработки добывающих скважин на месторождении Узень // Нефт.хоз-во. – 1990. - № 6. – С. 69-71.
6. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра. 1991. – 224 с.
7. Макеев Г.А., Санников В.А., Москалева Г.М. Эффективность и границы применимости соляно-кислотных обработок // Нефт. хоз-во. – 1986. - № 7. – С. 41-44.
8. А.с. 1624134 СССр, МКИ5 Е 21 В 43/27. Способ обработки карбонатного продуктивного пласта / Г.А. Орлов, В.Н. Глущенко, М.Х. Мусабиров и др. – Опубл. БИ, 1991. - № 4.
9. Результаты применения комплексной технологии обработки призабойной зоны скважин/ Ш.Г. Гарифуллин, И.М. Галлямов, Р.С. Аптикаев, В.С. Асмоловский // Пути интенсификации добычи нефти: Сб. науч. тр. БашНИПИнефти. – 1989. – Вып.80. – С. 24-29.
10. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация текущей добычи нефти // Нефт.хоз-во. – 1990. - № 7. – С.63-66.
11. Применение загущенных кислотных растворов для обработки призабойной зоны скважин // Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»: зарубеж.опыт. – 1984. – Вып.23. – С. 18-22.
12. Давутов В.А., Сорокин А.Я. Некоторые результаты применения способа направленной пенокислотной обработки на месторождениях Удмурдии // Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». – 1986. – Вып.1. – С.15-18.
13. Долгих Г.М., Петухов В.А., Юртаев А.В. Исследование механизма влияния пенокислотной обработки на коллекторские свойства полимиктовых пород месторождений ПО Юганскнефтегаз // Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». – 1987. – Вып.1. – С. 1-4.
14. Опыт применения инвертных кислотных эмульсий / В.Г. Гусев, Н.А. Пономаренко, М.Е. Гришин, А.Н. Прохоренко // Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». – 1986. – Вып.7. – С. 4-6.
15. Р.С. Хисамов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин // Нефт. хоз-во. – 2003. - № 4. – С. 43-45.
16. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра. 1989. – 209 с.
29-04-2015, 00:38