главная / банк технологий / методы интенсификации добычи н... / заполярстройресурс

Реагентные обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах


Для повышения эффективности разработки карбонатных пластов традиционно используют органические и минеральные кислоты, а также их соли, взаимодействующие с карбонатами на основе реакции нейтрализации:
для соляной кислоты [1]
CaCO3+2HCL = CaCl2+H2O+CO2­ (1)
CaMg(CO3)2+4HCl=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2 ­ (2)
FeCO3+2HCl= FeCl2+ H2O +CO2 ­ (3)
Реакция гидролиза хлористого железа происходит по схеме :
FeCl2+ 2H2O=Fe(OH)2 +2HCl. (4)
При воздействии соляной кислоты на сульфатизированные карбонатные породы одновременно происходит и растворение сульфата кальция:
CaSO4+2HCl= CaCl2+H2SO4 (5)
По мере нейтрализации соляной кислоты при температуре до 66 0 С возможно образование гипса:
CaCl2+H2SO4+2Н2O=CaSO42H2O+2HCl. (6)
для порошкообразного гидразина солянокислого N2H4 2HCl [2,3]
N2H4 2HCl  N2H4 + + 2HCl, (7)
HCl  H+ + Cl- . (8)
В результате диссоциации этой соли в воде раствор приобретает сильно выраженные кислотные свойства, благодаря которым происходит растворение карбонатов по уравнениям 1-3. Скорость растворения карбонатных пород раствором гидразина солянокислого в 8-10 раз меньше, чем при растворении соляной кислотой. Лабораторными опытами и полевыми экспериментальными обработками установлены такие достоинства раствора гидразина солянокислого, как возможность разрушения глинистых кольматирующих образований и растворение железистых кольматирующих образований.
для ортофосфорной (фосфорной) кислоты
2H3PO4 + 3CaCO3 = Ca3(PO4)2 ¯+ 3H2O + 3CO2 ­ (9)
для пирофосфорной кислоты
H4P2O7 + 2CaCO3 = Ca2P2O7 ¯+ 2H2O + CO2 ­ (10)
для уксусной кислоты
CaCO3+2CH3COOH = Ca( CH3COO)2+H2O+CO2 ­ (11)
MgCO3+2CH3COOH= Mg(CH3COO)2+H2O+CO2 ­ (12)
FeCO3+2CH3COOH = Fe( CH3COO)2+H2O+CO2 ­ (13)
для сульфаминовой кислоты
CaCO3+2NH2 SO3H = Ca( NH 2SO3)2 +H2O+CO2 ­ (14)
MgCO3+2NH2 SO3H = Mg( NH 2SO3)2 + H2O+CO2 ­ (15)
FeCO3+2 NH2 SO3H = Fe( NH 2SO3)2 +H2O+CO2 ­ (16)
При температуре более 600 С сульфаминовая кислота гидролизуется. Например , 10 % водный раствор сульфаминовой кислоты при нагреве до 800 С в течение 8 часов гидролизуется на 43,7 % по схеме :
NH2 SO3H+H2O®NH4OSO3H®NH4HSO4 (17)
для виннокаменной обыкновенной кислоты (Д-винная кислота)
2C4H6O6 +CaCO3 = (C4H5O6)2Ca + H2O+CO2 ­. (18)
для раствора двууглекислой соды NaHCO3. Механизм растворения карбонатов в растворе двууглекислой соды может быть представлен следующим образом.
В результате гидролиза NaHCO3 в водной среде создаётся щелочная среда с концентрацией гидроксио – ионов, достаточной для выщелачивания из карбонатов кальция:
NaHCO3®Na+ +H++CO3- (19)
H2O®H++OH- (20)
NaHCO3 +H2O®Na++OH-+H2CO3 (21)
Далее основная действующая сила раствора заключается в выщелачивании кальция из карбонатов по схеме:
CaCO3+2OH-®Ca2++2OH-+CO3-2 (22)
Суммарно:
NaHCO3+ CaCO3+3H2O®NaOH+Ca(OH)2+2H2CO3 (23)
Таким образом в водной фазе раствора мы имеем гидроксиды натрия и калия:
Na++Ca2++3(OH)-+2H2CO3 (24)
для водного раствора нитрата аммония (аммиачной селитры) в пределах концентраций 10-45 % [4]:
CaCO3 +2NH4NO3 = Ca(NO3)2 + (NH4)2CO3. (25)
При повышении давления, что всегда имеет место в пластовых условиях, углекислый аммоний разлагается с выделением газообразных аммиака и углекислого газа :
(NH4)2CO3 =2 NH3 ­+CO2 ­+ H2O. (26)
Выделяющиеся газы способствуют понижению вязкости пластовой нефти. Одновременно ионы кальция в составе Ca(NO3)2 вступают в реакцию с сульфат-ионами пластовой воды с образованием гипса, который осаждается в заполненных пластовой водой порах, трещинах и тем самым происходит выравнивание фронта вытеснения нефти. Раствор рекомендуется тспользовать в низкопроницаемых коллекторах. Для замедления скорости реакции раствора азотнокислого аммония концентрацией 30-60 % в раствор рекомендуется вводить хлористое железо в пределах концентраций 0,1-1 % [5].
дя водного раствора хлористого аммония (3-5%) [6]:
CaCO3 +2NH4Cl = CaCl2 + (NH4)2CO3. (27)
Далее углекислый аммоний разлагается с выделением газообразных аммиака и углекислого газа:
(NH4)2CO3 =2 NH3 ­+CO2 ­+ H2O. (28)
При последующей промывки коллектора раствором фосфорной кислоты концентрацией 0.1-02 % происходит вымывание ионов кальций и магния, осевших на стенках трещин и пор при первичной обработке.
для кислотных растворов, образующихся на забое путем смешения солей аммония с формальдегидом [7]:
4 NH4Cl + 6 HCHO = C6H12N4 + 4HCl + 6H2O (29)
4NH4NO3 + 6 HCHO = C6H12N4 + 4NHO3 + 6H2O (30)
Образующиеся кислоты взаимодействуют с карбонатными породами. Рекомендуется использовать для обработки высокотемпературных коллекторов (70-1500С).
для раствора ацетилхлорида CH3COCl [8]:
CH3COCl + H2O = CH3COOH + HCl + DQ ­. (31)
Эффективность воздействия ацетилхлорида на карбонатные породы выше, чем соляной кислоты, но повышение температуры ускоряет процесс растворение карбонатов, что делает затруднительным глубинную обработку прискважинной зоны.
В соответствии с руководящим документом [1] для обработки скважин в карбонатных коллекторах рекомендуются следующие основные рецептуры кислотных растворов, представленные в табл.1.
Таблица 1
Рецептура кислотных растворов для обработки скважин в карбонатных коллекторах

Особенности коллектора

Рецептура

1

Пластовая температура до 600 С

HCl ,10-16 %+ ингибитор

2

Слабопроницаемый коллектор, загрязненный минеральной взвесью

HCl ,10-16 %+ ингибитор+ ПАВ, 0,025-0,1% (гидрофобизатор для добывающих скважин, гидрофилизатор для нагнетательных скважин)

3

Желесосодержащий коллектор

HCl ,10-16 %+ ингибитор+ ПАВ, 0,025-0,1% (гидрофобизатор для добывающих скважин, гидрофилизатор для нагнетательных скважин)+ 3-5% уксусной или лимонной кислоты

4

Сульфатосодержащий коллектор

HCl ,10-16 %+ ингибитор+ NaCl, 6-7 % + CaCl2 ,5-10 % +K2SO4  ,3-4 %

5

Ангидридные породы

HCl ,10-16 %+ ингибитор+ KNO3,6-10%

6

Необсаженные продуктивные пласты. Температура 239-329 0F

HCl ,25-35 %+ ингибитор+ПАВ,0,05-0,15 %

7

Поровые и порово-трещинные коллекторы

Составы по п.1-6, газированные азотом или  углекислым газом  или воздухом

8

Трещиноватые и трещиновато-кавернозные коллектора

Кислотная пена :HCl ,15-20 %+ ПАВ,0,1-0,5 %+ стабилизатор КМЦ,1,5 %. Степень аэрации 1,5-5 в пластовых условиях.

9

Трещиноватые и трещиновато-кавернозные коллектора при температуре 70-170 0С

Гидрофобная кислотная эмульсия на основе светлых нефтепродуктов : 60-70 % HСl по п.1-6 + 40-30 % светлых нефтепродуктов ( керосин, дизель )+ 0,5 -1 % эмульгатора

10

Трещиноватые и трещиновато-кавернозные коллектора при температуре 60-90 0С

Гидрофобная нефтекислотная эмульсия 50-70 % HСl по п.1-6 + 50-30 % нефти, содержащей 2-4% асфальтенов, 6-10 % силикагелевых смол, 6% парафинов+ ПАВ 0,1 –0,2 %

11

Трещиноватые и трещиновато-кавернозные коллектора при температуре до 60 0С.

НСl 12-15 %+ КМЦ или сульфит-спиртовая барда, 0,5-3 %

12

Сульфато- и железосодержащие коллектора порового типа с температурой  до 600С

Сульфаминовая кислота, 10-15 % + ПАВ, 0,1-0,2 %

13

Сульфато- и железосодержащие коллектора порового типа с температурой  до 900С

Уксусная кислота,10 %

14

Низкопроницаемые поровые коллекторы.

Оксидат

 



Эффективность обработки карбонатных коллекторов возрастает, если в состав растворов вводить замедлители скорости реакции. Для этих целей используют органические вещества, специальные поверхностно-активные вещества и др.
Компания “Халибартон” рекомендует применять для регулирования скорости реакции соляной кислоты с карбонатами модифицированную кислоту Мод Эсид 101. 202, 303, что позволяет снизить скорость реакции при температуре 1200 F в 3 раза. Этой же компанией разработаны замедлители скорости реакции на основе неоногенные ПАВ с товарным названием CR и CRA.
В качестве замедлителей скорости реакции соляной кислотв с карбонатами используют также анионогенные гидрофобные ПАВ, например алкилфосфаты, сульфонататы. В Румыниии разработаны неионогенные регуляторы скорости реакции типа блокополимеров S2 –350 для раствора соляной кислоты 15 %-ной концентрации [10]. Использование этого реагента позволяет снизить скорость реакции в 3,5-4,5 раза. Оптимальная рецептура кислотного состава и технологический регламентопределяются на основании совокупных лабораторных и промыслово-экспериментальных исследований, проводимых для конкретных геолого-промысловых исследований.
Полный комплекс лабораторных исследований включает [1] :
• анализы карбонатности породы и содержания в ней солей угольной кислоты, соединений железа, алюмосиликатов, сернокислого кальция ;
• анализ пластовых нефтей на содержание асфальтенов, смол, парафинов;
• анализ состава пластовых вод;
• выбор кислотного раствора;
• оценка скорости нейтрализации кислотного раствора в пластовых условиях;
• оценка коррозийной активности кислотного раствора и подбор ингибитора коррозии для пластовых условий;
• изучение совместимости состава раствора с пластовой водой.
При обработке карбонатных коллекторов время достаточной обработки контролируется временем нейтрализации кислотного раствора в пласте. При растворении карбонатных пород кислотным раствором происходит нейтрализация раствора по экспоненциальной зависимости :
C = Co e - at (32)
где С - концентрация кислоты ( % ) на момент времени t ( минуты ) ; Со - исходная концентрация кислоты ( % ) ; a - коэффициент интенсивности растворения ( мин-1 ).
В ходе опытов с образцами карбонатных пород в термобарических условиях конкретного месторождения по изменению концентрации кислоты во времени определяют коэффициент интенсивности растворения по формуле:
a = ln ( Ct / Co ) : t, (33)
где Ct - концентрация кислоты на момент времени t, мин.
Время ( мин. ) практически полной нейтрализации кислоты ( на 95 % от исходной концентрации ) определяется соотношением 3 : a , что может быть принято за достаточное время нейтрализации кислотного раствора.
В общем случае за оптимальное время нейтрализации кислотного раствора при температуре до 1000 С принято считать 2 часа от момента реакции раствора с пластом. При температуре свыше 1000С продолжительность нейтрализации раствора не превышает одного часа.
Анализом эффективности различных вариантов солянокислотных обработок установлено, что успешность первичных обработок составляет 80 – 85 %, а последующих обработок 40-50 % [10]. Из промысловой практики нефтедобывающих компаний известно, что в добывающих скважинах карбонатных коллекторов существенное увеличение коэффициента продуктивности скважины возможно лишь при значительной глубине обработки пласта.
За последние годы в разных странах запатентованы десятки кислотных составов и технологий, основанных на увеличении дальности проникновения кислотного раствора в пласт. В общем виде в известных технологиях увеличение охвата кислотным воздействием по толщине карбонатного пласта достигается за счет снижения скорости реакции кислотного раствора с карбонатами, использования блокирующих и адгезионных составов, инкрустации поверхности растворения.
В настоящее время в нефтедобывающих предприятиях получили промышленное внедрение следующие технологии, обеспечивающих увеличение проницаемости пород в удаленной зоне.
Технология циклической кислотной обработки с инкрустацией поверхности растворения [11]. По этой технологии первоначально производят солянокислотную обработку призабойной зоны, далее обработанную поверхность продуктивного пласта обрабатывают растворами серной кислоты H2SO4 3-5 % -ной кислоты или раствором бисульфата натрия NaHSO4H2O 5-10% -ной концентрации или 10 %-ным раствором Na2SiO3, образующими с карбонатными породами слаборастворимые или нерастворимые в кислоте соединения ( СаSO4 2H2O и CaSiO3 ) :
CaCО3+H2SO4+Н2O= CaSO42H2O ¯ + CO2 ­ (34)
CaCО3+ NaHSO4H2O +Н2O = CaSO42H2O ¯ +NaOН + CO2 ­ (35)
CaCО3+Na2SiO3 +Н2О=CaSiO3 ¯ +2NaOН + CO2 ­ (36)
Концентрация и объем второго раствора подбираются таким образом, чтоб пленка инкрустированных карбонатных пород занимала большую часть зоны, обработанной соляной кислотой в предыдущем цикле. Затем по инкрустированной поверхности производят закачку соляной кислоты в пласт, расширяя трещины в удаленной зоне.
Направленная солянокислотная обработка (НСКО )[12] . Технологию используют для пластов толщиной до 10 м. Технология включает последовательную закачку в пласт временно блокирующего, инертного к кислоте коллоидного состава и соляной кислоты. Временно блокирующий состав заполняет дренированные ( работающие ) участки пласта, а кислота поступает только в неработающие участки пласта и обрабатывает их. При освоении скважины временно блокирующий состав разжижается поступающей из пласта нефтью и дренирующие участки пласта деблокируются. В результате такого рода обработки скважины приток нефти в скважину осуществляется как по старым, ранее работающим участкам, так и по вновь обработанным, ранее бездействующим участкам.
При своевременной технологически правильной НСКО достигается кратный эффект увеличения производительности скважин.
Технология циклической направленной солянокислотной обработки (ЦНСКО). Технология используют для пластов толщиной свыше 10 м. Технология представляет собой несколько последовательно выполняемых НСКО за одну скважино-операцию, т.е. за один спуск насосно-копрессорных труб.
Технология обработки смесью кислотной медленного действия (СКМД)[13]. В этой группе технологий используют смесь раствора соляной кислоты 15 % - ной концентрации с добавкой технического лигносульфоната (20%). Технического лигносульфоната представлен упаренным моносульфитным черным щёлоком, являющимся многотоннажным отходом целлюлозо - бумажного производства. Лигносульфонат, адсорбируясь на поверхности породы, образует ингибирующий слой по отношению к соляной кислоте. Введение его в раствор соляной кислоты 15 %-ной концентрации обеспечивает снижение скорости реакции кислоты с карбонатой породой в 20-50 раз по сравнению с водным раствором соляной кислоты той же концентрации, что обеспечивает значительную дальность проникновения раствора в пласт.
Смесь такого рода получила название СНПХ-9010 и ее использование возможно при температуре до 122 0 F. Достаточный объем технологического раствора составляет 1-3 м3 на 1 метр продуктивной толщи . Технологический раствор задавливают в пласт водой или нефтью.
Последовательная обработка раствором нефтекислотной эмульсии ( НКЭ ) и соляной кислотой [12]. Состав нефтекислотной эмульсии на 1 м3 : Нефть товарная-0.58 + 6-8 % соляная кислота-0.4 +Эмульгатор неонол-6-0.01 + пластовая вода-0.5. НКЭ выполняет две функции : при глубоком проникновении в наиболее дренированные , трещиноватые интервалы пласта она временно блокирует их от основного кислотного воздействия, в тоже время постепенно ( медленно ) обрабатывает фильтрационные каналы. Чистая соляная кислота , закачиваемая за НКЭ, не имея доступа в блокированный трещиноватый интервал, “ вскрывает “ неработающую матрицу пласта.
Глубокая солянокислотная обработка ( ГСКО ). Данная технология включает последовательную обработку раствором нефтекислотной эмульсии ( НКЭ ), соляной кислотой и смесью раствора соляной кислоты с добавкой технического лигносульфоната. Технология ГКСО позволяет в 10 - 20 раз увеличить радиус кислотного воздействия по сравнению с обычной солянокислотной обработкой.
Кислотный гидроразрыв пласта (КГРП) [12]. Непосредственный разрыв пласта осуществляют НКЭ с расчетными вязкостью и плотностью. Дальнейшее расширение образовавшейся трещины в пласте осуществляют закачкой СКМД. За счет неравномерной химической активности минералов, входящих в состав пород пласта, к кислоте на поверхности на поверхности трещины разрыва образуются произвольно ориентированные каналы растворения. При такой геометрии не требуется закрепления трещины твердыми закрепителями, поскольку стенки трещины смыкаются друг с другом уже не по всей поверхности, а по некоторым участкам, не подвергшимся воздействию СКМД, или не реагирующими с кислотой. При смыкании трещины ее сечение имеет так называемый четочный профиль.
По мнению специалистов компании “Татнефть” и института “ТатНИПИнефть” в течение всего срока эксплуатации скважин в карбонатных коллекторах рекомендуется следующая последовательность проведения солянокислотных обработок [12]:
1. Кислотная обработка призабойной зоны скважины .
2. Циклическая кислотная обработка с инкрустацией поверхности растворения.
3. Направленная (НСКО) или циклическая солянокислотная обработка (ЦНСКО ).
4. Глубокая солянокислотная обработка ( ГСКО ).
5. Кислотный гидроразрыв пласта ( КГРП ).
По результатам лабораторных исследований и полевых экспериментов институт ВНИИГаз разработал технологию кислотной обработки газовых скважин [14].
Установлены следующие условия, неблагоприятные для проведения кислотной обработки скважины:
 Близость подошвенных или контурных вод.
 Значительное снижение пластового давления ( на 60 -70% от первоначального), обусловленное истощением залежи.
 Приток в скважину даже незначительного количества пластовой воды.
В общем оъем раствора соляной кислоты рекомендуется принимать в прределах 2.5-3 м3 на 1 м интервала перфорации. В карбонатных пластах с хорошо развитой естественной трещиоватостью и проницаемостью более 100 мД - 1.5-2.5 м3 на 1 м перфорированной толщи, в слаботрещиноватых пористые карбонатных породах - 1-1.5 м3 на 1 м перфорированной толщи.
При выборе концентрации кислоты руководствуются следующими положениями:
 При наличии в составе карбонатных пород гипса или ангидрита концентрация кислоты не должна превышать 15%, что исключает возможность образования нерастворимах осадков.
 В карбонатных породах с хорошо развитой естественной трещиноватостью при отсутствии возможности применения замедлителей скорости реакции или гидрофобной эмульсии следует применять ступенчатое изменение концентрации - от 25% в первой порции до 10% в последней порции.
 При обработке слабопористых и малопроницаемых известняков и доломитов концентрация кислоты составляет 20-25%.
 В большинстве же случаев рекомендуется принимать концентрацию кислоты в пределах 12-15 %.
 При повторных обработках для увеличения радиуса обработки следует примениять ступенчатое изменение концентрации.
Рекомендуемая продолжительность реакции кислоты с карбонатной породой:
 При открытом забое с пластовым давлением более 50 атм и температурой выше 300 С -8-12 часов, при пластовом давлении менее 50 атм - 4-6 часов.
 Пористые нетрещиноватые карбонатные породы-4-6 часов.
 Пористые трещиноватые породы - 8-10 часов.

Рекомендуются следующие еехнологические схемы кислотных обработок
Кислотная ванна без давления
1. Требуемый объем кислоты закачивают в НКТ.
2. НКТ соединяют на устье с затрубным пространством.
3. Выдерживают раствор в скважине.
4. Производят продувку на факел.
Кислотная ванна под давлением
Применяется в скважинах, заполненных жидкостью. На забое скважины создают давление более пластового, но менее давления промывочной жидкости при вскрытии пласта бурением.
Простая кислотная обработка скважины
1. Промывка скважины.
2. Кислотная ванна.
3. Промывка скважины.
4. Закачка и продавка в пласт кислотного раствора.
5. Выдержка раствора в пласте
6. Освоение скважины.

Список литературы

1. Методическое руководство по освоению и повышению призводительности скважин в карбонатных коллекторах: РД 39-1-442-80/Минтопэнерго;ВНИИ.- М.- 1980.- 243 с.
2. А.с. СССР № 685813. Способ обработки водяной скважины/ Гребенников В.Т. и др.: -Заявл.18.05.78.; Опубл.15.09.79. Бюл.№34
3. А.С. СССР № 800180. Состав для обработки скважин / Гребенников В.Т. и др.: -Заявл.20.02.79.; Опубл.30.01.81. Бюл.№4
4. А.с. СССР № 1572092, МКИ Е 21 В 43/24. Состав для вытеснения нефти из пласта./Дияшев Р.Н., Саттарова А.М. и др. ; ТатНИПИнефть.-Заявл.23.09.88 г.
5. А.с. СССР № 1562435, МКИ Е 21 В 43/24. Способ для обработки карбонатного коллектора./Галанин И.А. и др. ; Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов ПО “Астраханьгазпром” .-Заявл.31.12.87, Опубл. 07.05.90. Бюл.№ 17
6. А.с. СССР № 1364703, МКИ Е 21 В 43/28. Способ кислотной обработки горного масива./Алтаев Ш.А., Карпыкбаева Б.Ш. и др. . ; Ин-т горного дела АН Каз.ССР.-Заявл.05.05.86 г., Опубл. 07.01.88 г. , БИ № 1.
7. Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. – М. : Недра, 1975.-262 с.
8. Зайцев Ю.В. , Балакирев Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин.-М. : Недра.-1986.-302 с.
9. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин.М.: Недра.- 1985.-184 с.
10. Жеребцов Ю.Е. и др. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах // Нефт. Хоз-во.-1998.-№7.-С.26-27.
11. Способ обработки скважины в карбонатных коллекторах / Гребенников В.Т.: патент РФ № 2052086.- Заявл. 22 .04.1993; Опубл.10.01.96.
12. Муслимов Р.Х. и др. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов // Нефт. Хоз-во.-1995.-№3.-С.47-49.
13. Вердеревский и др. Состав и технология для глубокой обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах // Нефт. Хоз-во.-1994.-№5.-С.44-45.
14. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов/ВНИИГаз.-М.-1970.



Заместитель Председателя Совета директоров "Заполярстройресурс"
Д.т.н., академик УНГА и IASEIA
Гребенников В.Т.






 

 

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015