Кислотные обработки пласта и призабойной зоны пласта

Многообразие условий формирования и строения залежей нефти, технических особенностей проводки, крепления и эксп­луатации скважин обусловливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе, технологичес­ких схем и регламентов проведения этого вида воздействия.

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 зону.

К базовым реагентам, используемым при кислотном воздей­ствии, отно­сятся соляная (хлористоводородная НСL) и плави­ковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении сква­жин и Интенсификации притоков и закачки применяют также и другие органические и неорганические кислоты, например — уксусную.

К одним из основных признаков, определяющих выбор ре­цептуры кислотного состава, относится химический состав по­роды-коллектора. При этом карбонатные коллекторы, не содер­жащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфа­ты, соединения железа и др.), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой (см. табл. 9.18). Рабочую концентрацию соля-нокислотного состава определяют с учетом:

— растворяющей способности и скоростей растворения по­роды и нейтрализации кислоты в составе;

— коррозионной активности;

— эмульгирующей способности;

— способности образовывать осадки при смешивании с пла­стовой водой;

— величиной пластового давления.

С увеличением концентрации соляной кислоты растворяю­щая способность ее увеличивается, в то же время скорость ра­створения при концентрациях более 22% снижается. Возраста ют с увеличением концентрации кислоты и корро­зион­ная ак­тивность, и эмульгирующая способность, а также вероятность ны­па­де­ния солей в виде осадка при смешивании кислоты с пла­стовой водой. Поэто­му соляная кислота без добавок использует­ся сравнительно редко, а на прак­ти­ке применяют композиции кислотных растворов со специальными присадками; оптималь­ная концентрация соляной кислоты принята равной 10—16%.

Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы пред­почтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислота­ми (табл. 9.12). При обработках сульфатосодержащих карбонат­ных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислот­ные составы вводить присадки хлористого кальция или пова­ренной соли, а также сульфатов калия и магния (табл. 9.12). Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение гипса или безводного сернокислого кальция, а их доли по массе в растворе составляют (в % вес.) соответственно:

Поваренная соль.......................................6—7

Хлористый кальций................................5—10

Сульфат калия или магния......................3—7

В указанных целях целесообразно использовать пластовую воду хлор-кальциевого типа с плотностью не менее 1,18 г/см³, раз­бавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.

Земного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насос-но-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ин­гибиторы. В частности, для соляной и глинокислот в качестве ингибиторов используют формалин, катапин, уротропин, уникод, ингибиторы В-1 и В-2 и др. Реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии предъявляются 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 фильтрации его; после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не дол­жен выпадать в осадок (высаливаться);

— ингибитор или композиционные добавки, входящие в eго состав, не должны образовывать осадков с продуктами ре­акции,

Поскольку нефтяные коллекторы по смачиваемости подразделяются на гидрофобные и гидрофильные, поверхностно-ак­тивные вещества-гидрофобизаторы при взаимодействии с коллектором адсорбируются на нем и покрывают поверхность породы, снижая площадь контакта и скорость нейтрализации кис­лотного состава, тогда как гидрофилизаторы инициируют взаимодействие состава и породы. Адсорбция ПАВ-гидрофобизаторов на поверхности пород способствует и ограничению водопритоков в добывающие скважины. Изменение смачиваемости пород при воздействии на них ПАВ используется также при пе­реводе добывающих скважин в нагнетательные, для чего в призабойную зону перед пуском скважин под нагнетание закачива­ют растворы поверхностно-активных веществ. Удельные объе­мы закачки растворов изменяются от 0,5 до 5 м³/м³, а концент­рация ПАВ в растворе постепенно снижается от 0,3% до 0,1%.

Кислотные растворы, являясь электролитами, способствуют при определенных условиях образованию в призабойной зоне стойких эмульсий. Поэтому при содержании в нефти 2% и более асфальтенов и свыше 6% силикагелевых смол в кислотные со­ставы обязательно вводятся деэмульгаторы, в качестве которых используются неионогенные ПАВ, например, ОП-10 в количе­стве 0,1—0,15% (весовых), или же другие деэмульгаторы, доза которых определяется свойствами нефти и деэмульгатора. ПАВ используется также и для повышения фильтрации кислотного раствора или составов на кислотной основе и для предупрежде­ния блокировки призабойной зоны продуктами реакции. В ука­занных целях при кислотных обработках нефтедобывающих сква­жин целесообразнее применять катионоактивные ПАВ (напри­мер, катапин), которые понижают поверхностное натяжение на границе фаз порода — отработанная кислота и гидрофобизируют породу, что способствует дополнительному приросту добычи нефти. При отсутствии катионоактивных ПАВ для обработок добывающих скважин можно применять и неионогенные ПАВ типа ОП. Эффективность этих ПАВ меньше, так как, значи­тельно снижая поверхностное натяжение, они не являются гидрофобизаторами пород.

 

Таблица 9.12

Составы для освоения скважин и повышения их продуктивности [57]

Реагент	Категория скважин и особенности обработки	Состав раствора	Основные условия применения	Основные свойства состава
1. Ингибиро­ван­ный со­ля­но­кислот­ный раствор	Добываю­щие и нагнета­тель­ные сква­­жины; кис­лотные ван­ны и первич­ные внутрип­ластовые обра­бот­ки	0—16% раст­вор НСl и инги­битор	Забойная тем­пература до 60°С	Растворяющая способность (PC): 1м^3 10% соляной кислоты растворяет 143,4 кг кар­бо­на­та кальция, в 1 м^3 16% — 236,3 кг. Скорость растворения мра­мора при 20 °С в 10% соляной кисло­те 6,03 г/м^2 °С). Скорость коррозии стали ст. 3 при t = 20 °С (СК2о) с добавкой 0,1% катапина А Скго = 0,32 г/(м^2 • ч). Поверхностное натяжение на границе с очищенным керосином: рабочего раствора σp = 4,9 мН/м; отработанного раствора σp = 4,6 мН/м
2. Соляная кис­лота улучшен­ной фильт­руе­мости	Добывающие и нагнета­тель­ные скважины; внутрипласто­вые обработки	10—16% раст­вор НС1 +ПАВ гидрофобиза­тор для добы­вающих сква­жин, а для наг­нетательных — гидро­фили­затор Содер­жание ПАВ0,1-0,25% мас.	Слабопрони­цае­мый кол­лек­тор, загряз­ненный мине­ральной взвесью	PC ПО П.1;СР25 =2 г/(м^3∙ ч) в 10% соляной кислоте и 0,25% ОП-10СК25= 1,7 г/(м^2∙ ч) при тех же условиях; σр = 6,8 мН/м; σо = 7,9 мН/м
3. Газиро­ван­ная кислота	Внутриплас­то­вые обработки добывающих и нагнета­тель­ных скважин	10—16% раствор НСl, газированный азотом, угле­кис­лым газом и воздухом	Пористые и пористо-тре­щи­но­ватые кол­лекторы, загрязненные минеральной взвесью	СР30 = 0,88 г/(м^2∙с) при степени аэрации 20—25 и атмосферном давлении
4. Кислотная пена	То же	Соляная кис­ло­та 15—20% кон­центрации; ПАВ от 0,1 до 0,5%. Степень аэра­ции 1,5—5 в пластовых усло­виях; с та­билизатор КМЦ до 1,5%	Трещиноватые и трещи­но­ва­то-каверноз­ные коллекто­ры	СР20 = 0,24 г/(м^2∙с) при 0,2% ОП-10 и 0,5-1% КМЦ
5. Гидрофоб­ная кислотная эмульсия на основе светлых нефтепродук­тов	Добывающие скважины, внут­риплас­то­вые обработки	60—70% раст­вор НС1;40-30% светлых нефтепродуктов (керосин, ди­зельное топ­ли­во) и 0,5-1% эмульгатора диаминдиа­леат, алкила­мид, первич­ные амины	Трещиноватые и трещинова­то-авернозные коллекторы при темпера­тур­ном режиме 70-170 °С	при 130 °С и давлении 30 МПа - 1 ч
6. Гидрофоб­ная нефтекис­лотная эмуль­сия	То же	50—70% по пп. 1-6: 30—50% нефти, содержащей 2-4% асфальте­нов, 6—10% силикагелевых смол, до 6% па­рафина; ПАВ типа ОП-10 в коли­чест­ве 0,1—0,2%	Трещиноватые и трещино­ва­то-кавер­ноз­ные коллек­то­ры при темпе­ратурном ре­жи­ме 60-90 °С	Стабильность эмульсии при температуре 50—90 °С от 2 до 4 ч
7. Загущенная соляная кис­ло­та	Внутри плас­то­вые обра­ботки нагнетатель­ных скважин	12-15% НС1 в 0,5—3% раст­ворах КМЦ или в сульфитспир­товой барде	Трещиноватые и трещино­ва­то-пористые коллекторы при темпе­ра­тур­ном ре­жиме до 60ºС	Замедляет скорость раст­во­рения в 1,5—2 раза. Деструкция КМЦ при 60ºС
8. Сульфами­но­вая кис­лота	Внутрипласто­вые обработки нагнетатель­ных и до­бы­ваю­щих сква­жин	10—15% раст­вор HSOs NH; и 0,1—0,2 ПАВ	Сульфат- и железо-цержа­щие пористые коллекторы с температурным режимом до 60 °С	PC = 51,5 кг карбоната каль­ция в 1 м^310%-ой кис­лоты; СРг, = 1,57г/м^2-с СК^о = 2,18 г/м^2-ч
9. Уксусная кислота	Внутри пластовые обработки добывающих скважин	10%-ый раствор уксусной кислоты	Сульфат-и железо- содержащие коллекторы с температурным режимом более 90ºС	Срао = 0,27 г/м^^с; Скго = 2,97 г/м^2 ч. Растворяющая способность в 1 м^3 10%-ой кислоты
10. Глинокис­лота	Добывающие и нагнетательные скважины	8-10% НС1 + 3%HF*	Терригенный коллектор, пористые и трещиноватые коллекторы. Разрушение глинистой и цементной корок	Растворяющая способносгь по каолину: PC =27,5 кг/м' при 3%-ой HF, PC = 46,1 кг/м^1 при 5%-ой HF Скго = 43,1 г/м*.ч

При обработках нагнетательных скважин в кислотные соста-iiu предпочтительно добавлять неионогенные ПАВ.

В результате фазовые превращения нефтей при эксплуатации шлежей происходят отложения асфальтосмолистых компонен-гои нефтей в призабойной зоне скважин, снижающих эффек­тивность кислотного воздействия. Для удаления таких отложе­ний применяют термокислотные обработки и воздействуют на призабойную зону пласта органическими растворителями и ми-пеллярными растворами. Общее требование к составам приме­няемых растворителей — недопустимость содержания в них хлор-и фторпроизводных, свободного хлора, непредельных углеводо­родов или других компонентов, отрицательно сказывающихся на процессе переработки нефти и качества продукции. Отложения парафинистого типа растворяют керосином, в 1 м³ которого растворяется около 200 кг парафина и смол. Для асфальтеновых отложений экономичнее применять «бензиновую головку» (ТУ 352-53) или бензол сырой (ТУК 12-53). В указанных целях в лабораторных условиях можно подбирать регламенты примене­ния растворителей парафина, асфальтенов и смол из полупро­дуктов предприятий нефтегазопереработки или нефтехимии, базирующихся на территории данного или близлежащего адми­нистративного района (конденсат, бутил-бензольную фракцию, дизельное топливо и др.). Дри этом возможность применения выбранного растворителя следует обязательно согласовать с пред­приятиями нефтехимии и нефтепереработки.

Осуществляется кислотное воздействие следующих видов: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислот­ные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное.

Расход реагентов при кислотном воздействии каждого вида проводится в зависимости от вида кислотного воздействия, ре­цептуры кислотного состава, принятой технологии и геолого-промысловых условий. Кислотные ванны целесообразны в про­цессе первичного освоения 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; при обработке скважин, фильтр которых пере­крыт обсадными трубами, используются кислотные составы по ниженной коррозионной активности. Потребность кислотного раствора на кислотную ванну равна объему ствола скважины в интервале обработки.

Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для за­качки активного раствора на всю глубину обработки по прости­ранию пласта, применяют поэтапную внутрипластовую обработ­ку. Сущность этой схемы заключается в поочередной закачке кис­лотных составов и специальных жидкостей, которые как бы бло­кируют обработанные кислотным составов поверхности от даль­нейшего взаимодействия с ним. В качестве таких жидкостей при­меняют растворы полимеров и ПАВ для нагнетательных скважин и дегазированные нефти, другие жидкости на нефтяной основе — для добывающих скважин. В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вяз-копластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет по­вышать охват воздействием и по толщине пласта. Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специ­альных жидкостей устанавливаются опытным путем. Поинтер-вальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной тол­щи. Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллек­торах, доломитах и доломитизированных известняках с целью уве­личения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта. Необходимо отметить, что в последнее время большие работы по созданию специальных растворов для различных видов обра­боток скважин, призабойной зоны и пласта в целом проводит ЗАО «Химеко-ГАНГ». За разработку комплекса специальных жид­костей семейства «Нефтенол» и технологию их применения при гидравлическом разрыве пласта и обработки призабойной зоны пласта ЗАО «Химеко-ГАНГ» было удостоено премии Правитель­ства Российской Федерации в области науки и техники.