ккл. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта

• Название: Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
• Дата: 24.11.2020
• Размер: 1.14 Mb.
• Имя файла: MPNP.docx
• Тип: Исследование; #153332
• страница: 13 из 27

3.7. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кислотного воздействия

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

• 
  обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
  

• 
  обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
  

• 
  очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,
  

• 
  очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
  

• 
  удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
  

• 
  инициирования других методов воздействия на призабойную
  

К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также другие органические и неорганические кислоты и их смеси: уксусную СН₃СООН, сульфаминовую NH₂SO ₃H, серную Н₂ SO₄, глинокислоту (HCI+HF) и т. п.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа и другие), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой. Вместе с тем соляная кислота без добавок используется сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов специальными присадками.

Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют с учетом растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрализации кислоты в составе, коррозионной активности; эмульгирующего свойства, способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой и величины пластового давления.

С увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способность ее повышается, в то же время скорость растворения при концентрациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации кислоты и коррозионная активность, и эмульгирующее свойство, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пластовой водой. Оптимальная вцентрация соляной кислоты принимается равной 10—16%.

Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:

СаСОз + 2НС1 == СаСl₂ +H₂O + CO₂

СaCO₃ +2СH₃CООН=Са(СНзСОО)₂+Н ₂О+СО₂ с известняками

СaCO₃ +2NH₂SО₃Н=Са(NН ₂SО₃)₂+Н ₂О+СО₂

CaMg (CO₃)₂ + 4НС1=CaCI₂+MgCI₂ + 2H₂O + 2CO₂

CaMg (СO₃)₂ + 4СНзСООН =Mg (СНзСОО)₂ + Са(СНзСОО)₂ + 2H₂O + 2CO₂

CaMg (СO₃)₂ + 4NН₂SО₃Н =Ca (NН₂SО₃)₂ + Mg(NН₂SО₃)₂ + 2H₂O + 2CO₂

с доломитами
Химический состав породы определяюще влияет на выбор реагента и его компонентов.

Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами. При обработках сульфатсодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение в осадок гипса или безводного сернокислого кальция. Их массовое содержание в растворе составляют (в %) соответственно:

Поваренная соль 6 –7

Хлористый кальций 5 – 10

Сульфат калия или магния 3 – 4

В указанных целях желательно использовать пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью не менее 1,18 г/см³, разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.

Ангидриды предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами с массовым содержанием 6—10% азотнокислого калия.

При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доля которых соответственно составляет 3—5% и 2—3%.

На терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот.

Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:

SiO₂ + 4YF = SiF₄ +2H₂O;

H₄Al₂Si₂O₃ + 14HF = 2AlF₃ + 2SiF₄ + 9H₂O.

Реакция с кварцем протекает медленно. Наиболее бурно реагирует плавиковая кислота с алюмосиликатами (например, каолином и другими). К объектам воздействия плавиковой кислоты относятся цементирующие силикатные разности — аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.

Образовавшийся в результате реакции плавиковой кислоты и терригенной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кис-лоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной. Соляная кислота здесь обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как практически не реагирует с соединениями кремния.

Взаимодействие плавиковой кислоты с цементирующими материалами и породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т.е. разрушением структуры призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Оптимальным считают содержание в смеси 3—5% HF и 8—10% HCI. Удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3—0,4 м³ на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

При взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными разностями породы или цементирующего материала образуются нерастворимые фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терригенной породе более 2% карбонатов сначала проводят солянокислотную обработку призабойной гзоны на глубину простирания, равную или большую, чем при глинокислотном воздействии, с концентрацией соляной кислоты на 2—4% выше, чем в смеси с плавиковой.

Температурный режим пластов обусловливает скорость реакции кислот с породой, а повышенные температуры (более 60°С) определяют требование по применению для обработок скважии реагентов и составов с замедленными сроками нейтрализации, что .повышает охват пластов обработкой по его простиранию.

Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым: сроком стабильности, в которых кислота представляет дисперсную фазу, а дисперсионную среду — нефть или нефтепродукты.Они обволакивают капли кислоты и предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь вязкоупругими составами, повышают и охват воздействием по толщине пласта. Их проникающая способность определяется степенью дисперсности, но вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости ограничивается, в основном, трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами. Такие эмульсии имеют следующий состав: 50—70 % кислотного раствора и 30—50 % нефтепродукта. В эмульсии добавляют присадки — эмульгаторы и деэмульгаторы и другие ПАВ, регулирующие их стабильность, дисперсность и сроки разрушения.

Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве замедлителя используют хлористый кальций, с вводом которого в раствор замедляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция возрастают вязкость и плотность раствора, в результате также снижается скорость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом кальции или пластовой воде хлоркальциевого типа плотностью 1,18 г/см³ и выше. Суммарный эффект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза.

Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор сильной кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет их диссоциацию, на чем основано замедленное вступление в реакцию молекул слабой кислоты, так как ее молекулы, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практически до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок к сильным кислотам используют органические кислоты — уксусную и лимонную. Скорость нейтрализации составов замедляется в 4,5 раза при добавке 3—5% уксусной кислоты или 2—3% лимонной.

Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты, так как имеют малую степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных работ для повышения производительности скважин и их освоения находит применение оксидат — продукт жидкофазного окисления углеводородов, содержащий в своем составе уксусную и другие органические кислоты, растворители и воду.

При температурах 115—165°С для увеличения глубины охвата по простиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентрированную соляную кислоту (25—35% НС1), ингибированную реагентом В-2. Снижение скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной кислоты объясняется уменьшением диссоциации при содержании хлористого водорода более 22%.

Тип коллектора и гидродинамические характеристики скважины в призабойной и удаленной зонах определяют требования к реологическим характеристикам и проникающей способности рабочих жидкостей. В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы — кислотные эмульсии и пены, а также загущенные кислотные составы. Применение этих реагентов повышает охват пласта по простиранию и по толщине, так как при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления, а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.

Замедление взаимодействия кислоты с карбонатной породой в пенах обусловлено прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе, вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество (ПАВ), вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков, создавая условия для их прилипания к породе. В нейтрализованном растворе оно снижает межфазное натяжение и тем самым улучшает вынос отработанного раствора продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что благоприятно для их применения с целью повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем применение кислотных пен пока что ограничивается температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и содержанием в воде хлоридов. При содержании в воде хлоридов 5% и более и температурах 60—85°С устойчивость пен мала. В условиях фильтрации через пористые среды при наличии слоя нефти над пеной она разрушается. В силу указанных свойств пен их желательно применять в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах при невысоких пластовых давлениях и в водонагнетательных скважинах.

Кислота, загущенная 0,3—0,5% карбоксилметилцеллюлозой (КМЦ), имеет вязкость до 20 мПа^.с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ, адсорбируясь на породе, уменьшает площадь контакта кислоты с породой, а также снижает скорость ее нейтрализации. Совокупное действие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а создаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют увеличению охвата пласта по толщине. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600 подвергаются деструкции при температуре 60°С.

В пористых коллекторах низкой проницаемости и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью лучше использовать кислотные составы повышенной проникающей способности, к которым относят газированные кислоты и кислоту улучшенной фильтруемости. Газированные кислоты по содержанию в них газовой фазы подразделяются на газированные жидкости и аэрозо-ли, при этом в аэрозолях преобладает газовая фаза, а в газированной кислоте — жидкая. По мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностнoe натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны попасть из-за противодействия капиллярных сил. Газовой фазой в газированных кислотах служат воздух, азот и углекислый газ. Применение азота снижает коррозионную активность и взрывобезопасность, а углекислого газа повышает растворящую способность системы.

Кислоты, используемые для освоения скважин и повышения их производительности, представляют по отношению к металлу коррозионно-активные среды. При 20°С и концентрации кислот 10% скорость коррозии стали марки Ст. 3 в них составляет (г/(м²-ч)):

Соляная кислота 7,0

Уксусная кислота . 2,97

Сульфаминовая кислота 2,18

Глинокислота (10% HCI+5%HF) 43,1

С увеличением концентрации кислоты и температуры коррозионная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла наземного и подземного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соляной и глинокислоты ингибиторами служат формалин, катапин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. К реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии, предъявляют следующие требования:

• 
  эффективность ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;
  

• 
  растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей; допускается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся на его фильтрации;
  

• 
  после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не должен выпадать в осадок (высаливаться);
  

• 
  ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами реакции.
  

Кислотное воздействие разделяют на следующие виды: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное и термокислотное воздействия.

Кислотные ванны целесообразны при первичном освоении скважин в период ввода их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки.

Под внутрипластовой кислотной обработкой понимается воздействие кислотным раствором с закачкой его в призабойную зону.

Потребный объем кислотного состава (в м³) для внутрипластовой обработки



где h — толщина обрабатываемого интервала, м; т — пористость (эффективная) пород, доли ед.; — радиус (глубина) обработки, м; — радиус скважины, м.

Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по простиранию пласта, то применяют поэтапную внутрипластовую обработку. Сущность этой обработки заключается в поочередной закачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые как бы блокируют обработанные кислотным составом поверхности от дальнейшего взаимодействия с ним. Такими жидкостями для нагнетательных скважин служат растворы полимеров и ПАВ, а для добывающих скважин — дегазированные нефти или другие. В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием пласта и по толщине. Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливают опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок можно принять поочередную закачку 5 м³ кислотного состава и 1,5—2 м ³ специальной жидкости при трех циклах.

Поинтервальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи. В качестве временно изолирующих материалов при поинтервальном кислотном воздействии на пласт используют полимеры, высокоокисленные битумы, сухую сульфитспиртовую барду, гранулированный нафталин и другие водо- или нефте-растворимые зернистые и вязкоупругие материалы. В зависимости от забойной температуры для поинтервального воздействия в добывающих скважинах применяют следующие реагенты: высокоокисленный битум — 100—180°С; полимер бензинового потока— 100—120°С; полимер промрастворного потока — 100—130°С; полиэтилен низкого давления — 120—150°С; полипропилен — 150—180⁰ С.

В качестве жидкости-носителя для транспортировки изолирующих материалов типа полиолефинов применяют нефть, а для .транспортировки высокоокисленного битума — 3%-ный водный раствор сульфитспиртовой барды.

Содержание полимеров в 1 м³ жидкости-носителе составляет 150—250 кг, а высоковязких высокоокисленных битумов — 100— 130 кг. Количество излирующего материала принимается из расчета 10—20 кг на 1 м изолируемой толщины пласта.

Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, доломитах и доломитизированных известняках с целы увеличения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта. Потребный объем (в м³) кислотного состава-или нефтекислотной эмульсии при кислотном гидроразрыве



где Т_нр — продолжительность нейтрализации раствора, мин;

q_зак — темп закачки реагента, м³/мин;

T_сэ— стабильности эмульсии, мин.

Кислотно-гидромониторное воздействие применяется для очистки поверхности фильтра от цементной и глинистой корок и инициирования поинтервального воздействия или кислотного гидроразрыва.

Потребный объем (в м³) кислотного состава при кислотно-гидромониторном воздействии

V_ксг=Тq_нn,

где Т — продолжительность кислотно-гидромониторного воздействия, мин;

q_н— расход через насадку, м³/мин;

п — число одновременно работающих насадок.

Давление закачки составов при кислотном воздействии определяется самим методом и его технологической схемой, прочностной характеристикой эксплуатационной колонны, прочностью цементных перемычек, разделяющих объекты обработки и продуктивный пласт от ниже- и вышележащих водо- или газонасыщенных пластов.

При кислотном воздействии по схемам, обеспечивающим повышение охвата закачкой или отбором, давление закачки реагента не должно превышать 'нижнего предела давления разрыва пласта, которое определяется экспериментально для конкретных залежей, а при накоплении опыта принимается равным 0,6 геостатического давления на пласт (давления вышележащей толщи породы).

Давление закачки реагента ограничивается допустимым рабочим давлением для спущенной эксплуатационной колонны. Когда давление закачки реагента превышает допустимое для эксплуатационной колонны (с учетом коэффициента запаса прочности и износа колонны), обработку осуществляют посредством изоляции интервала воздействия пакером, который устанавливают на 2— 5 м Bbilue верхних отверстий перфорации. Кроме того, давление закачки реагента при кислотном воздействии не должно вызывать нарушений герметичности разобщения пластов цементом. В связи с этим перепад давления при закач.ке не должен быть выше 2 МПа на 1 м толщины цементной перемычки между обрабатываемым и близлежащим интервалами.

Темп закачки реагента в пласт определяют из условия охвата обработкой заданной глубины пласта. При этом реагент после достижения заданной глубины пласта по простиранию должен сохранить свою активность. Минимальный темп закачки реагента (в л/с) в пласт

Q_min=V/T_нр

где V — планируемый для обработки объем реагента, л;

Т_нр— продолжительность нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, с.

Потребный объем товарной кислоты (в л) на приготовление 1 м³ кислотного состава заданной концентрации

V_T=10a_з_з/А,

где а_з — заданная концентрация кислоты в составе, %;

_з— лотность раствора кислоты заданной концентрации , г/см³;

А— концентрация товарной кислоты, кг/л.

Термокислотной обработкой принято называть воздействие на призабойную зону горячей кислотой. Кислота нагревается в результате химической реакции с магнием или его сплавами. Воздействие нагретой соляной кислоты обеспечивает комплексную бработку призабойной зоны, при которой структура перового ространства изменяется в результате растворения карбонатов кислотой, а выделяющееся тепло в количестве 20000 Дж на 1 кг магния расплавляет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и снижает вязкость нефти.

На практике применяются две технологические схемы термокислотной обработки. При одной из них (внутрискважинной) в интервал обработки на насосно-компреосорных трубах спускается специальное устройство, выполненное по типу контейнера, который заполняется магнием или его сплавами в виде стержней, стружки или гранул. Обычно используются контейнеры диаметром 75—100 мм, вмещающие от 40 до 100 кг магния.

При обработке скважины по насосно-компрессорным трубам в центральную перфорированную трубу контейнера подается раствор соляной кислоты 12—1515%-ной концентрации с расходом 2— 6 л/с в объемах от 70 до 100 л на 1кг массы магния. Через отверстия в центральной трубе кислота попадает в камеру с магнием, взаимодействуя с которым, нагревается и через отверстия внешнего кожуха задавливается в пласт. При указанных параметрах закачки кислоты ее остаточная кислотность после реакции с магнием составит 8—12%.

Предпочтительные области применения внутрйскважйнных гермокислотных обработок — залежи нефти с пластовыми температурами до 50° С, содержащие парафинистые и смолистые нефти. Область применения внутрискважинных термокислотных обработок ограничивается также высокой коррозионной активностью горячей кислоты, а поэтому они предпочтительны в скважинах, забой которых не обсажен трубами.

Вторая технологическая схема (внутрипластовая) термокислотной обработки предусматривает ввод гранулированного магния в трещины гидроразрыва, предварительно создаваемые в пласте. Гранулированный магний попадает в трещины гидрораэрыва вместе с песком, которым закрепляются образованные трещины.В песок равномерно дозируется 200—250 кг гранулированного магния, а после того как трещина заполнена смесью песка и магния, закачивают раствор соляной кислоты 12—15 %-ной концентрации. В результате этой обработки структура поровых каналов в пласте изменяется вследствие как растворения горячей соляной кислотой карбонатных разностей в породе, так и создания в породе трещин гидроразрыва. Выделившееся тепло растворяет парафиносмолистые фракции нефти и снижает ее вязкость.