Кислотні обробки порід-колекторів

Суть усіх методів інтенсифікації видобутку нафти і газу полягає у покращенні фільтраційних властивостей привибійної зони пласта. За характером взаємодії на продуктивний пласт виділяють наступні основні методи: хімічний, механічний та комбінований. У даному розділі розглянемо хімічний метод.

Під хімічною дією на привибійну зону пласта розуміють перш за все її обробку соляною та іншими кислотами, які розчиняють відпо­відно, карбонатні (солянокислотна обробка) та силікатно-карбонатні (глинокислотна обробка) компоненти породи. При цьому привибійна зона колектора очищується від глинистих частинок промивної рідини, змен­шується поверхневий натяг на межі пластовий флюїд — фільтрат про­мивної рідини, розширюються внас­лідок розчинення цементуючого матеріалу порові канали породи, у ре­зультаті чого значно покращуються умови припливу нафти або газу до вибою свердловини.

При кислотній обробці взаємодія між різними компонентами по­роди і кислотами відбувається наступним чином:

CaCO₃ + 2HCl ® CaCl₂ + H₂O + CO₂

MgCO₃ + 2HCl ® MgCl₂ + H₂O + CO₂

CaCo₃ + 2HF ® CaF + CO₂ + H₂O

CaAl₂Si₂O₈ + 16HF ® CaF + 2AlF₃ + 2SiF₄ + 8H₂O

SiO₂ + 4HF ® SiF₄ + 2H₂O.

CaCl₂ i MgCl₂ добре розчинні у воді, а SiF₄ та CO₂ — газо­подібні продукти, а тому легко видаляються із пласта разом з ней­тралізованим розчином.

Найпростіша схема КО передбачає підйом глибинного обладнання зі свердловини, спуск НКТ з промивкою до вибою і підняття башмака труб в інтервал перфорації. У свердловину нагнітають при прямій циркуляції кислотний розчин (КР) в об’ємі НКТ, закривають затрубну засувку, продовжують нагнітання решти запланованого об’єму кисло­ти і рідини. Після нагнітання всього об’єму кислоти у пласт закри­вають буферну засувку, відключають насосний агрегат та іншу спецтехніку і приступають до очищення привибійної зони від продуктів реакції.

Механізм кислотної дії на колектор розглянемо з позицій роз­чинності порід, швидкості утворення продуктів реакції, зміни проникності порід після обробки. Склад активної частини кислотних розчинів підбирають так, щоб забезпечити збільшення пористості за рахунок розчинення складових породи приблизно на 10%, а забруднення розчинити по можливості повністю. Наприклад, один кубометр КР 15% НСІ розчиняє 220 кг вапняку СаСО₂, а 3% НF розчинне 23 кг Sio₂ або 36 кг глини.

Продукти реакції викликають зниження проникності порід після КО, якщо вони відкладаються у поровому просторі у вигляді гелю або твердої фази чи взаємодіють з пластовими флюїдами, утворюючи осади або емульсії.

При реакціях СКР утворюються розчинні та тимчасово розчинні про­дукти реакції, тому технологію обробки СКР треба будувати так, щоб попередити випадання нерозчинних осадів (гідроксиду заліза, гіпсу та ін.).

При реакціях ГКР з силікатними породами утворюються тимчасово розчинні та нерозчинні продукти (гель кремнієвої кислоти, солі гексафторкремнієвої кислоти та ін.), які здатні закупорити поровий простір. Найважливіше при ГКО - не допустити закупорювання пласта продуктами реакції.

Зміна проникності порід при фільтрації через них кислотних розчинів залежить від хімічного і мінералогічного складу, структури порового простору, режимів фільтрації і термобаричних умов при реак­ції. Наприклад, при повному розчиненні глинисто-карбонатного цемен­ту еоценових пісковиків карбонатністю С_к = 2..9% збільшення проникності К_к.пр = 0,8 С_к разів. Звичайно при обробці теригенних колекторів проникність зразків порід зростає у 2..10 разів. При обробці карбонатних порових порід підвищення проникності практично не обмежене.

На вибір раціональних режимів обробки і технологію робіт впливає знання швидкості реакції КР з породами. Швидкість реакції залежить від початкової концентрації кислоти С₀, термобаричних умов проход­ження реакції у пласті, відношення величини поверхні породи, що контактує з кислотою, до об’єму кислотного розчину і гідродинаміч­них умов, які описуються параметром Рейнольдса (h_l).

За однакові проміжки часу ступінь нейтралізації кислоти поро­дою залежить від початкової концентрації. З ростом температури швидкість реакції збільшується. Наприклад, при підвищенні температу­ри на 10^оС швидкість реакції зростає приблизно у два рази. При збільшенні тиску реакція з соляною кислотою сповільнюється, а з пла­виковою - дещо зростає. Величезний вплив на швидкість реакції має відношення реагуючої поверхні породи до об’єму кислоти у порах, яке різко збільшується при зменшенні розміру пор. Так, у каналі діаметром 1 мм це відношення становить 40, а у порах діаметром 20 мкм — 2000. Тому зменшення розмірів пор чи тріщин викликає різке підвищення швидкості нейтралізації. Наприклад, розрахункова глибина проникнення активної кислоти у каналах діаметром 1 см становить 600 см, діаметром 1 мм — 20 см, а у порових каналах 10 мкм - 5 см, за інших рівних умов. Таким чином, нейтралізація кислоти у поровому просторі відбувається під час нагнітання її у пласт, тому очікувати реагування не потрібно.

Вплив гідродинамічних умов фільтрації кислоти на швидкість її нейтралізації відчувається лише у великих каналах або тріщинах. Тут при збільшенні R_e ступінь нейтралізації зростає не пропорційно, але у меншій мірі. При малих R_e, що відповідає фільтрації кислоти че­рез поровий простір, його впливу на швидкість реакції немає, тому при КО теригенних колекторів збільшення витрати кислоти практично не збільшує глибини обробки пласта.

Вибір рецептури КР здійснюється з врахуванням хімічного і мінералогічного складу порід, їх фільтраційних властивостей, хімічно­го складу і властивостей пластових флюїдів, пластової температури і причин забруднення привибійної зони. Типовий КР складається з ак­тивної частини (НСІ, НСІ + НF), розчинника, інгібітору корозії, ста­білізатора і ПАР. Для обробки вапняків, карбонізованих () пісковиків, колекторів, забруднених відкладами карбонатів, застосо­вують СКР 15% НСІ, а при іноді й 30% НСІ. Для обробки піщано-глинистих порід застосовують ГКО, спочатку закачуючи СКР 10..15% НСІ, а за нею ГКР 10..15% НСІ + 1..5% НF. Співвідно­шення об’ємів першої і другої частин розчину залежить від карбонатності породи і при С_к = 5% становить 1:1.

Розбавлення кислоти здійснюється звичайною водою. Однак, наприк­лад, при КО поліміктових піщано-алевролітових вологомістких порід Західного Сибіру добрі результати одержують при приготуванні КР на ацетоні, якщо обводненість свердловин < 10%. Під час обробки газових і газоконденсатних сверд­ловин корисно виготовляти КР на спирті (метанол, ізопропіловий). Застосування названих вуглеводневих роз­чинників сприяє зневодненню порід і зменшенню поверхневого натягу на межі розділення фаз.

Ефективність інгібіторів оцінюється коефіцієнтом гальмування корозії К_г.к., який є співвідношенням кількості розчиненого металу у не інгібованій кислоті до кількості розчиненого в інгібованій. При пластових температурах до 100⁰С достатньо забезпечити значення К_г.к. = 20. Якщо 15% НСІ при 100°С при нагнітанні кислоти по НКТ розчиняє 3500 г/м².год) заліза, то при застосуванні 0,5% інгібітору Север-І розчинність зменшується до 175 г/(м².год). Застосування інгібіторів має температурні обмеження та за концентрацією НСІ.

Стабілізатори призначені для попередження випадання осаду Fe³⁺ у вигляді гідроокису заліза шляхом додавання у кислоту агентів (орга­нічних кислот), які утворюють з залізом розчинні комплекси. Стабілі­зуючі властивості обмежуються температурою, наприклад, для 2% оцто­вої кислоти Т 60^оС.

ПАР застосовується для поліпшення фільтрації КР у породі, по­передження блокування привибійної зони продуктами реакції і полег­шення їх видалення на поверхню. Для КО у нафтовидобувних свердлови­нах застосовують катіоноактивні (катапін) і неіоногенні ПАР (превоцел, ОП-ІО, неонол) у кількості 0,3..0,5%.

При плануванні об’єму кислоти практикується емпіричний підхід. При першій КО закачують 0,5м³ КР на один метр поглинаючої товщини пласта, при другій — 1 м³/м, а при третій — 1,5 м³/м, якщо ці КО, призначені для розчинення порід і домішок, занесених у пласт при бурінні або ремонті. Якщо ж КО призначені для боротьби з відкладами карбонатних солей при експлуатації нафтових свердловин, збіль­шення об’єму КР для послідовно здійснюваних КО не потрібне.

При закачуванні КР у пласт для КО порових колекторів (особливо теригенних) тиск не повинен перевищувати тиску розриву пласта (роз­криття глибоких тріщин), щоб забезпечити рівномірне проникнення кислотних розчинів у пласт. При КО тріщинуватих колекторів (особливо кар­бонатних) тиск має бути технічно допустимим на експлуатаційну колону.

Витрата рідини при закачуванні у пласт для обробки тріщинуватих колекторів повинна бути максимальною у межах технічно допустимої. При обробці порових колекторів (теригенних) звичайно важко забезпечити добру приймальність свердловин, тому витрата КР звичайно невелика, але це незначно впливає на глибину проникнення активної кислоти.

Час перебування кислотних розчинів у пласті не має перевищувати часу нейтралізації кислот. Це означає, що у порових теригенних колек­торах витримки КР у пласті практично не потрібно, а у карбонатних — це тим більше не бажано. КР нейтралізуються ще під час руху у по­рах теригенного та у порах і тріщинах карбонатного пластів. Якщо не зупиняти руху кислоти і продуктів її реакції у пласті, або ж підтри­мувати залишкову кислотність, наприклад, на рівні С 0,1С_о, заку­порювання порових каналів практично не відбувається. Продукти реак­ції видаляються із привибійної зони шляхом збудження припливу флюї­дів із пласта у свердловину при відкритому переливі або при дрену­ванні з застосуванням газоподібних агентів (азоту, повітря), пінних систем чи насосного обладнання.

 

Гідравлічний розрив пласта

 

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) — це метод утворення нових тріщин або розширення і розвиток деяких існуючих у пласті тріщин при нагнітанні у свердловину рідин або піни при високому тиску. Для забезпечення високої проникності тріщини заповнюються закріплюючим агентом, наприклад, кварцовим піском. Під дією гірського тиску закріплені тріщини зімкнуться неповністю, завдяки чому значно збільшується фільтраційна поверхня свердловин, а іноді включаються у роботу зони пласта з кращою проникністю.

ГРП застосовується у будь-яких породах, за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної продуктив­ності свердловин, але й значного її збільшення. Сучасні технології ГРП звичайно передбачають закріплення тріщин приблизно десятьма тон­нами піску і застосовуються для збільшення поточного дебіту нафто­вих, газових або приймальності нагнітальних свердловин у низькопро­никних (< 0,05 мкм²) пластах товщиною не менше п’яти метрів, які за­лягають на глибинах 3500 м, а також у пластах з дещо більшою проник­ністю, але забрудненою привибійною зоною.

При збільшенні кількості піску до 20 т здійснюється глибоко проникний ГРП, який забезпечує різке збільшення фільтраційної повер­хні, зміну характеру припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням нових зон пласта, ізольованих внаслідок макронеодно­рідності. Тріщини такого ГРП досягають 100..150 м довжини при ши­рині 10..20 мм.

У газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм² застосовують ма­сивний ГРП, при якому розвивають тріщини довжиною до 1000 м, за­кріплені до 300т піску. Масивний ГРП дуже дорогий, тому передбача­ється кошторисною вартістю свердловин і збільшує її на 30-50%.

Для проведення ГРП зі свердловини піднімають НКТ та інше гли­бинне устаткування (насосне, газліфтне), шаблонують експлуатаційну колону, опускають пакер на НКТ і опресовують його. Процес ГРП по­чинається з перевірки приймальності свердловини при найменшій ви­траті рідини розриву з поступовим її збільшенням (наприклад, 225, 450, 900, 1500 м³/добу) і аж до значення, при якому забезпечуєть­ся закріплення тріщин. Далі закачується пісконосій з піском при постійній або зростаючій витраті рідини і при певній концентрації піс­ку К_пр = 40..250 кг/м³, яка залежить від в’язкості рідини, її фільтрівності у пласт і витрат. На завершення процесу потрібно ви­тіснити суміш рідини з піском із свердловини у пласт протискуючою рідиною і закрити НКТ для зниження тиску до атмосферного. Далі, піднімають НКТ з пакером і опускають глибинне устаткування для експлуатації свердловин.

Для проведення ГРП на свердловину потрібно завезти закріплюючий агент (кварцовий пісок) G_пс = 10..20 т фракцій 0,6..І мм або 1,0..1,6 мм, рідину розриву пласта (V_пс = 10..30 м), рідину пісконосій (V_пс = 100..300 м), рідину для протискування у пласт (V_пр)пісконосія в об’ємі тієї частини свердловини, по якій закачують рі­дини. Рідина розриву пласта має бути сумісною з пластовими флюїда­ми, добре фільтруватися у слабопроникну породу і не зменшувати її проникності, не горіти, бути доступною, недорогою і тому для цього найчастіше застосовують водні розчини ПАР.

Для звичайних ГРП найкраще застосовувати водні розчини (0,1..0,3%) ПАР і полімерів (ПАА, КЩ, ССБ). Наприклад, на Прикарпатті застосування 0,4% водного розчину ПАР забезпечує розвиток і закріплення тріщин піском кількістю до 10 т при концентрації його К_пс = 100 кг/м³, об’ємі рідини 100 м та її витраті близько 6000 м³/добу. Рідина, що протискується, має бути в’язкою і не горіти. Звичайно тут найкращі водні розчини (0,1..0,3%) ПАР.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений у пласті при нагнітанні рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірського тиску, а для нових тріщин — ще й міцності порід. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризу­ється різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3-7 МПа, яке іноді можна не помітити. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску, або його незначному збільшенні. В обох випад­ках спостерігається підвищення коефіцієнта приймальності свердловин К_прс, який після ГРП повинен збільшитися не менше, як у три-чотири рази, що вважається критерієм можливості закріплення тріщин піском.

Тріщини ГРП у неглибоких свердловинах (до 900 м) мають гори­зонтальну орієнтацію, а у глибоких — вертикальну або похилу, близь­ку до вертикальної. Розвиток тріщин відбувається у такій площині, де найменші сили опору, тобто найменший гірський тиск. Наприклад, напрям розвитку тріщин на деформованих антиклінальних складках Передкарпаття переважно збігається з напрямом короткої їх осі.

Тиск розриву пласта Р_р є найважливішим параметром ГРП. Досві­дом виявлено, що можна оцінити тиск розриву пласта за величиною гірського тиску ( 0,8Р_гіськ). Оскільки Р_р залежить від напруже­ного стану порід, який визначається не тільки глибиною залягання, така його оцінка є дуже ненадійною. Надійніше можна прогнозувати Р_р методом, що ґрунтується на поєднанні промислового досвіду ГРП у свердловинах даного регіону з дослідженням приймальності тієї сверд­ловини, в якій передбачається розрив.

Для нагромадження промислового досвіду у кожній свердловині, де проводиться ГРП, потрібно визначити тиск на вибої Р_о МПа, при найменшій подачі насосного агрегату, яка дорівнює близько 225 м³/добу, тиск на вибої Р_рп, який відповідає чотирикратному збільшенню К_про, м³/добу * МПа, а також максимальний тиск на ви­бої Р_р.мах, досягнутий при ГРП.

 

8.3 Визначення колекторських параметрів привибійної зони продуктивних пластів

 

Під час планування заходів із інтен­сифікації видобутку вуглеводнів необ­хідно знати параметри, що характеризу­ють стан привибійної зони свердловин. Для його оцінки використовують такі величини, як скін-ефект, втрати депресії (репресії)через скін-ефект, коефіцієнти досконалості свердловини та відношен­ня продуктивностей, які визначають за даними проведених гідродинаміч­них досліджень {кривими відновлен­ня/падіння вибійного тиску).

На сьогодні існує багато гідроди­намічних методів обробки кривих від­новлення тиску, однак їх використання пов'язано із громіздкими обчислення­ми. Це зумовлює великі затрати праці й часу та ускладнює своєчасне отри­мання інформації про фізичні пара­метри пласта.

Для розрахунку фільтраційних па­раметрів привибійної та віддаленої зон пласта за результатами гідродинамічнихдосліджень на неусталеному режимі фільтрації використовують значення ємнісних характеристик, властивостей флюїдів і дебітів рідини.

У ряді випадків під час проведення дослідження свердловин дебіт рідини визначити неможливо або його визначаютьіз досить великою похибкою. Це пов'язано з особливостями експлуатації свердловині технічним станом свердло­винного обладнання.

Запропонований експрес-ме­тод дає змогу визначати стан приви­бійної зони нафтових і нагнітальних свердловин за кривою відновлення (падіння) вибійного тиску (КВТ або КПТ ) при невідомому дебіті (приймальності) рідини. У цьому методі прийнято одне припущення: величи­на радіуса контуру живлення дорів­нює половині відстані між свердло­винами.

Фактичні КВТ (КПТ) у закритій свердловині містятьдані про наявність і характер змін у фільтраційних пара­метрах, а також у розкритих свердловиною та охоплених процесом фільтрації пластах у напрямку від стінок свердло­вини до границь її впливу.

Послідовність визначення оціноч­них параметрів пласта за експрес-методом така [8]:

1 За результатами дослідження свердловини на неусталеному режимі фільтрації (КВТ або КПТ) визначають темп відновлення тиску:

Δ P_t = │P_t -P_t │, (8.1)

де P_t - поточний вибійний тиск на момент часу t, МПа;

P_t - початковий вибійний тиск на момент створення депресії (ре­пресії) у закритій свердловині, МПа..

2 За одержаними даними будують залежність Δ P_t - lgt ((рисунок 8.1).

Рисунок 8.1 - Графічна залежність Δ P_t - lgt

 

Із графіка Δ P_t - lgt (визначають:

- депресію (репресію) на пласт:

Δ P = │P_пл -P_t │, (8.2)

де P_пл - поточний пластовий тиск, МПа;

- кутовий коефіцієнт кінцевого пря­молінійного відрізка графіка відновлен­ня вибійного тиску:

(8.3)

 

- скін-ефект:

-

(8.4)

 

де R_k - радіус контуру живлення, м;

r_c - радіус свердловини по долоту в зоні перфорації, м;

- втрати депресії (репресії) через скін-ефект:

 

ΔP_S = 0,87S_i (8.5)

 

- коефіцієнт досконалості свердловини:

-

(8.6)

 

- коефіцієнт відношення продуктивностей (приймальностей):

-

(8.7)

 

де К, K _Π- відповідно поточний та по­тенційний коефіцієнти продуктивності, т/(д ·МПа).

Експрес-метод реалізується в про­грамному комплексі gidroEXP, що дає змогу оперативно проводити розра­хунок і аналіз необхідних параметрів, у т. ч. із урахуванням накопичених да­них за весь період експлуатації свердло­вин нафтових родовищ.

У таблиці 8.1 наведено результати гідродинамічних досліджень нафтових і нагнітальних свердловин Анастасіївського родовища НГВУ «Охтирканафтогаз», отримані методом дотичної та експрес-методом. Порівняння даних показало, що похибка у визначенні оці­ночних параметрів привибійної зони з відомим і невідомим дебітами не пере­вищує 10%. Це підтверджує можливість широкого застосування зазначеного експрес-методу під час оцінки стану при-вибійної зони нафтових і нагнітальних свердловин.

 

Таблиця 8.1 – Порівняльна характеристика методів оцінки стану при вибійної зони за даними гідродинамічних досліджень свердловин Анастасіївського родовища

 

Номер смерд-ловини	Гори- зонт	Дата дослід-ження	За методом дотичної	За експрес-методом
S	ΔPS, МПа	δ	KΒΠ	S	ΔPS, МПа	δ	KΒΠ
видобувні свердловини
	В-19	28.04.2006	10,22	11,96	0,39	0,37	9,7	11,32	0,4	0,4
	В-20	21.05.2006	2,1	0,54	0,73	0,74	2,12	0,55	0,73	0,73
	В-15	17.09.2007	7,41	2,9	0,52	0,52	7,57	2,96	0,51	0,51
	В-19	10.12.2004	2,67	1,39	0,74	0,74	2,7	1,4	0,74	0,74
	В-19	08.03.2007	4,94	3,71	0,6	0,61	4,83	3,62	0,61	0,61
нагнітальні свердловини
	С-4	03.01.2007	4,77	4,96	0,65	0,65	5,03	5,23	0,63	0,63
	С-4	04.01.2007	1,14	1,48	0,87	0,87	1,08	1,42	0,88	0,88
	С-4	14.03.2006	1,85	1,82	0,81	0,8	1,85	1,83	0,81	0,81
	С-4	26.06.2006	0,98	1,25	0,9	0,9	1,05	1,36	0,88	0,89

 

Отже, експрес-метод дає змогу:

- визначати оціночні параметри привибійної зони свердловини з невідомим дебітом (приймальністю);

- оперативно оцінювати стан привибійної зони;

- визначати доцільність і технологіч­ну ефективність обробки свердловини [8].