Сборник статей 2018 116 удк 622. 276. 63 Анализ технологии проведения реагентной обработки
 Скачать 272.03 Kb.
|
|
БУЛАТОВСКИЕ ЧТЕНИЯ СБОРНИК СТАТЕЙ – 2018 116 УДК 622.276.63 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ РЕАГЕНТНОЙ ОБРАБОТКИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА ––––––– ANALYSIS OF THE TECHNOLOGY OF REAGENT TREATMENT IN THE SURFACE ZONE OF THE PLAST Савенок Ольга Вадимовна доктор технических наук, доцент, профессор кафедры нефтегазового дела имени профессора Г Т Вартумяна , Кубанский государственный технологический университет Olga Vadimovna Doctor of Technical Sciences, Associate professor, Professor of oil and gas engineering department by name of the professor G.T. Vartumyan, Kuban state technological university Барамбонье Соланж студент - магистрант, Институт нефти, газа и энергетики , Кубанский государственный технологический университет Solange Student, Institute of Oil, Gas and Energy, Kuban state technological university Аннотация В статье рассмотрен механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта Показано изменение свойств призабойной зоны пласта при закачке и добыче ; приведена оценка состояния призабойной зоны пласта и выбор метода воздействия Проведён анализ технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта Описана кислотная обработка добывающих скважин и ки - слотная обработка нагнетательных скважин The article deals with the me- chanism of permeability reduction and me- thods of impact on the rock in the bottomhole formation zone. The change in the properties of the bottomhole formation zone during in- jection and production is shown; an estima- tion of the state of the bottomhole formation zone and the choice of the impact method are given. The analysis of the technology of reagent processing of the bottomhole forma- tion zone is carried out. Acid treatment of producing wells and acid treatment of injec- tion wells are described. Ключевые слова : механизм снижения проницаемости призабойная зона пласта методы воздействия на породу изменение свойств призабойной зоны пласта оценка состояния призабойной зоны пласта кислотная обработка добывающих скважин кислотная обработка нагнетательных скважин mechanism to reduce permeabili- ty; bottomhole formation zone; methods of impact on the rock; change in the properties of the bottomhole formation zone; evaluation of the bottomhole formation zone; acid treat- ment of production wells; acid treatment of injection wells. еханизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта Начальная или базовая проницаемость коллектора, характеризуемая структурой капиллярных каналов, может быть нарушена при проводке скважин в процессе бурения, крепления и освоения , а также при ремонте скважин, когда происходит загрязнение от проникновения соответствующих рабочих жидкостей, а также физико- химическое и механическое нарушения Причём ввод механических примесей в призабойную зону пласта ( ПЗП ) в наибольшей степени относится к категории нагнетательных скважин, когда в пласт нагнетается пресная или сточная вода без достаточной степени очистки, представленная остаточной окисленной загущенной продуктами коррозии или мехпримесями нефтью Призабойная зона скважины – участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины Воздействие на ПЗП с целью повысить продуктивность пласта предусматривает только восстановление или увеличение проницаемости коллектора Применительно к скелету породы восстановление и увеличение проницаемости проводят в большей степени путём кислотного воздействия Ме - ханизм кислотного воздействия на ПЗП основан на вступлении в реакцию определённой части скелета с кислотой , в результате чего происходит растворение или разрушение породы М БУЛАТОВСКИЕ ЧТЕНИЯ СБОРНИК СТАТЕЙ – 2018 117 Наибольшее распространение имеют воздействия на ПЗП соляной (НС) и фтористоводород - ной (HF) кислотами Кроме них, применяются уксусная ( СН 3 СООН ), серная (О, сульфаминовая (NH 2 SO 3 H) кислоты, а также смеси органических и неорганических кислот Многообразие всех пород, слагающих нефтеносные коллекторы, может быть охарактеризовано тремя наиболее представительными горными породами известняками, доломитами и песчаниками Наиболее распространёнными сопутствующими породами являются мергели , глины, аргиллиты и алевролиты Некоторые часто встречающиеся сочетания пород, слагающие продуктивные пласты, приведены в таблице 1. Поэтому метод и эффективность воздействия нагорные породы определяются, в основном , типом и литологической характеристикой пород Причём надо иметь ввиду, что каждая порода реагирует с кислотой избирательно Таблица 1 – Коллекторские свойства нефтегазоносных горизонтов Пермской области Месторождение Возраст продуктивных горизонтов Литологическая характеристика Пористость , % период, отдел подотдел, ярус, горизонт Куединское Д 3 пашийский песчаники мелкозернистые, кварцевые, слабосцементированные с прослоями алевролитов 15–23 С 1 угленосный песчаники разнозернистые 14,7 P 1 сакмарский известняки Северо - Камское Д 3 пашийский аргиллитово - песчаниковая пачка с прослойками алевролитов 15,7 С 2 верейский известняки и доломиты с прослоями мергелей 6,5 С 2 верейский мергели доломитовоизвестняковые и известняки 17,3 С 2 верейский известняки и мергели с прослойками алевролита С 2 верейский известняки в различной степени доломитизированные 9,7 Воздействие кислот на наиболее распространённые горные породы приведено в таблице 2. Соляная кислота хорошо реагирует с породами , имеющими в своём составе ионы Са 2+ , Mg 2+ , При воздействии с известняком образует растворимые вводе соли, водную фазу и углекислый газ Выделяющийся при этом оказывает положительное влияние на ПЗП , особенно на режимах с температурой в пласте выше критической (более 31,2 С, при которой СО 2 находится в газовой фазе В момент пуска скважины в работу и её освоения СО 2 способствует растворению асфальто - смоло - парафиновых отложений ( АСПО ) вблизи ПЗП и более интенсивному выносу продуктов реакции Ре - акция соляной кислоты с глинами и глинистыми компонентами пород протекает с растворением окислов щелочных и щелочноземельных металлов, однако при этом происходит гелеобразование, которое усиливается с ростом содержания НС l в рабочем растворе и является процессом нежелательным Фтористоводородная кислота взаимодействует с окислами кремния и его соединениями, например, с кварцевым песком, алюмосиликатом (см табл. 2). Реакция фтористоводородной кислоты с окислом кремния протекает медленно с образованием растворимого твёрдого осадка в воде Быстро - течная реакция проходит при взаимодействии HF с алюмосиликатами Таблица 2 – Типовые характеристики взаимодействия горных пород с кислотами Наименование кислоты и её химическая формула Горная порода и компонент , реагирующий с кислотой Химическая реакция взаимодействия Результаты реакции Соляная кислота НС l Известняк СаСО 3 СаСО 3 + НС = = СаС l 2 + Н + СО 3 Продукт растворения – хлористый кальций, является водорастворимой солью Доломит CaMg(C О 3 ) 2 CaMg(CO 3 ) 2 + 4HCl = = CaCl 2 + MgCl 2 + О + Хлористый магний – также водорастворимая соль Фтористоводородная кислота HF Силикатный материал зернистый кварц SiO 2 SiO 2 + 4HF = H 2 SiF 6 + 2H 2 О Медленно протекает реакция с образованием водорастворимых осадков Фтористоводородная кислота HF Алюмосиликат + 12HF = = 2AlF 3 + 2H 2 SiF 6 + 9H 2 O Быстротечная экзотермическая реакция с образованием водорастворимых продуктов БУЛАТОВСКИЕ ЧТЕНИЯ СБОРНИК СТАТЕЙ – 2018 118 Продолжение таблицы 2 Уксусная кислота СН 3 СООН Известняк СаСО 3 + 2 СН 3 СООН = = Са ( СН 3 СОО ) 2 + НО + СО 2 Продукты реакции хорошо растворимы в воде Доломит СаМ g( СО 3 ) 2 + 4 СН 3 ООН = = Са ( СН 3 СОО ) 2 + + М g( СН 3 СОО ) 2 + + 2H 2 O + Продукты реакции хорошо растворимы в воде Сидерит FeCO 3 FeCO 3 + 2 СН 3 СООН = = F е ( СН 3 СОО ) 2 + Н + С O 2 Осадков не образуется Серная кислота Н 2 SO 4 Известняк СаСО 3 + Н = = Са SO 4 + Н + С O 2 Осадок растворим вводе, возможно осадкообразование при повышенной концентрации кислоты Доломит CaMg(C О 3 ) 2 + 2H 2 SO 4 = = О + MgSO 4 + 2H 2 O + Осадки растворимы в воде При высокой концентрации кислоты могут образовываться осадки Уксусная кислота взаимодействует достаточно хорошо с известняком , доломитом, сидеритом с образованием растворимых вводе продуктов реакции С глинистыми составляющими породы практически не вступает в реакцию , однако при взаимодействии высококонцентрированной (более 60 %) уксусной кислоты с высокоминерализованной водой хлоркальциевого типа происходит выпадение солей в осадок Концентрированная серная кислота достаточно эффективно вступает в реакцию с карбонатны - ми составляющими горной породы, однако при этом выпадают кристаллы солей в осадок , что приводит к закупорке пори трещинПри взаимодействии с породой в среде с пластовыми флюидами выделяется значительное количество тепла, генерируются поверхностно- активные вещества от реакции H 2 S О 4 с большинством компонентов нефти Эти свойства серной кислоты положительно сказываются в большей степени при использовании её для целей повышения нефтеотдачи пластов Изменение свойств призабойной зоны пласта при закачке и добыче Нагнетательные скважины Кроме перечисленных выше причин снижения проницаемости ПЗП могут быть выделены факторы, связанные с закачкой рабочего агента Закачка пресных вод Определяющими факторами являются наличие мехпримесей вводе, продукты коррозии и солевая совместимость Первый из них может проявляться при недостаточно высокой степени очистки от мехпримесей на пункте водоподготовки Данный случай снижения проницаемости зоной I, в которой глубина проникновения механических примесей незначительна Основная доля мехпримесей накапливается в стволе и призабойной части скважины Второй фактор (продукты коррозии) в условиях ПЗП (на расстоянии до 1,5–2,0 мот забоя) сказывается незначительно до того времени, пока они имеют рыхлую структуру Третий фактор (солевая совместимость) связан стем, что при закачке пресных вод в процессе контакта с пластовой водой, нефтью и породой могут происходить химические реакции с образованием новых солей с повышенным содержанием солеобразующих ионов Са 2+ , − 2 4 SO , − 2 3 CO , выпадение которых в виде твёрдых кристаллов приводит к снижению проницаемости коллектора, в особенности в присутствии в закачивае - мой воде растворов химреагентов Закачка сточных вод Присущи факторы снижения проницаемости ПЗП приведённые выше, но при этом добавляются и дополнительные факторы Так , например, в сточной воде Миннибаевской УКПН содержание мехпримесей на входе в резервуар - отстойник распределялось следующим образом, %: FeS – 25, SiO 2 – 63, CaCO 3 – 8,5, другие компоненты – 3,5, при плотности мехпримесей FeS – 5200; SiO 2 – 2650; СаСО 3 – 1500 кг / м 3 Причём после подготовки содержание FeS в сточной воде иногда даже несколько увеличивается в сравнении с исходной Другой фактор связан с наличием в сточной воде остаточного количества нефтепродуктов, которые, распределяясь в сточной воде по объёму и претерпевая в процессе закачки различные термодинамические и гидродинамические состояния, значительно изменяют свои начальные физико- химические свойства Как правило, это высокомолекулярные соединения с повышенной плотностью При добыче и предварительной подготовке тяжёлых высоковязких нефтей в сточной воде остаётся нефть со значительным содержанием асфальто - смоло - парафиновых отложений, распределённых в мелкодисперсном состоянии вводной фазе Исследования показали, что остаточная нефть в сточной воде распределена в виде глобул диаметром от 0,1 до 10 мкм Изменение и значительное различие размеров капиллярных каналов приводит к снижению проницаемости ПЗП за счёт проникновения в более крупные каналы высоковязкой остаточной нефти, которая, постепенно накапливаясь в ПЗП (зона II), может снизить приёмистость скважины в некото - рых случаях до полного прекращения закачки Надо иметь ввиду, что по мере движения в системе БУЛАТОВСКИЕ ЧТЕНИЯ СБОРНИК СТАТЕЙ – 2018 119 транспортировки остаточная нефть коалесцирует и может накапливаться в стволе скважины и ПЗП в значительных объёмах Такой механизм снижения проницаемости ПЗП нагнетательных скважин может иметь место при реализации чередующейся закачки растворителей, воды, ШФЛУ , СО 2 и т д При использовании оторочек сточной воды, растворителя и СО 2 происходит наиболее интенсивное изменение фильтрационной характеристики ПЗП Это связано с высокой степенью растворимости нефти и переносом из ствола скважины в ПЗП и пласт в первую очередь её лёгких компонентов Они образуют зону III. Количество АСПО от зоны III к зоне I увеличивается, превращаясь в ПЗП почти в твёрдую фазу Повышенной растворяющей способностью обладают сжиженные углеводороды ШФЛУ (широкая фракция лёгких углеводородов) и двуокись углерода Как показали результаты опытно- промышленной закачки чередующихся оторочек двуокиси углерода и сточных вод на Радаев - ском месторождении (табл. 3), снижение приёмистости нагнетательной скважины зависит не только от количества остаточных нефтепродуктов вводе, но и от соотношения времени закачки СО 2 и воды, температуры вначале процесса в стволе скважины, скорости закачки и давления Таблица 3 – Содержание тяжёлых компонентов (%) в шламе нагнетательной скважина 208 Радаевского месторождения Компоненты Массовое содержание, % по УНИ по ВНИИЦ « Нефтегазтехнология » Асфальтены 14,80 18,0 Смолы 26,5 Парафины не опред Fe(OH)3 2,66 3,5 Мехпримеси 10,40 0,3 Причём состав и объёмы отдельных компонентов осадка во времени изменяются достаточно сильно Анализ состава нефтепродуктов и шлама нагнетательной скважины 208 Радаевского месторождения показывает, что при начальном определении ( данные УНИ ) содержание асфальтенов не превышало 15 %, а через 16 месяцев ( данные ВНИИЦ « НГТ ») оно увеличилось до 18 %. Эксплуатационные скважины Изменение проницаемости коллектора в ПЗП добывающей скважины во времени может происходить при различных термо - и гидродинамических условиях неоднозначно Основными определяющими параметрами являются давление, температура, скорость фильтрации, газовый фактор, содержание в нефти АСПО , конструкция ПЗП и ряд других факторов Причём процессы изменения проницаемости для обсаженной и необсаженной ПЗП будут значительно отличаться друг от друга Обсаженная ПЗП В начальный период характеристика ПЗП во многом будет определяться качеством вскрытия пласта, наличием бурового раствора в случае вскрытия пласта на глинистой или нефтяной основе с добавками утяжелителя и химреагентов , его фильтрата и мехпримесей В процес - се эксплуатации скважины, особенно в режиме нас заб Р Р < ( заб Р – забойное давление, нас Р – давление насыщения, МПа, в ПЗП может происходить интенсивное отложение парафина, смоли ас- фальтенов Чем больше отличается забойное давление от давления насыщения, тем больше зона возможных отложений АСПО (зоны I и II). Следует при этом иметь ввиду, что содержание в ПЗП АС - ПО определяется начальной величиной АСПО в пластовой нефти При незначительном их содержании выделение АСПО даже при режиме нас заб Р Р < может и не происходить Другим фактором снижения проницаемости ПЗП могут быть механические примеси и выпа - дающие соли из растворов глушения скважин в процессе подземного и капитального ремонта Необсаженная ПЗП Отрицательное влияние бурового раствора, мехпримесей в процессе проводки скважины, подземного и капитального ремонта сказывается на проницаемости пласта незначительно |