Кислотные обработки под давлением

Этот вид обработок предназначен для повышения эффективности кислотного воздействия на призабойные зоны неоднородного по проницаемости коллектора. Технология СКО под давлением отличается от обычной СКО тем, что сначала проводится гидродинамическое исследование скважины со снятием профиля притока с целью установления зон повышенной проницаемости и поглощающих трещин.

Кислотная ванна – для обработки скважин с открытым забоем (не обсаженная) после бурения или в процессе вызова притока.

СКО под давлением – закачка СКО в низкопроницаемыепропластки.

 

11. Механизм солянокислотной обработки (СКО). Особенности СКО

Наибольшее распространение из многообразия используемых физико-химических методов воздействия на карбонатные коллектора добывающих и нагнетательных скважин получила солянокислотная обработка и ее модификации.

Преимущества:

· простота осуществления

· низкая стоимость работ.

Но:процент успешности различных видов солянокислотного воздействия невысок и уменьшается с увеличением кратности обработок.

Виды СКО:

· Обычная СКО

· Кислотная ванна

· СКО под давлением

· поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Обычная СКО основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по реакциям с известняком, доломитом (CaMgCO₃).

Карбонатный коллектор на 90 % состоит из карбонатов – кальцит, доломит и др. (СаСО₃, СаМg(CO₃)₂, FeCO₃).

Реакция в коллекторе:

СаСО₃ + НСl®CaCl₂ + СO₂­ +H₂O

Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из ПЗС при вызове притока и освоении. Наиболее эффективно реакция идет в поровых каналах, которые расширяются, приобретая форму узких и длинных каверн. Из кислоты необходимо удалить серную т.к. она при реакции с карб коллектором дает нерастворимые осадки.

Основное назначение обычной СКО – закачка кислоты в пласт на значительные расстояния от стенки с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой. Это увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. Скорость реакции зависит от химсостава породы, от температуры, давления и концентрации кислотного раствора, и характеризуется временем её нейтрализации (зависящим от температуры).

Низкие концентрации кислоты:

· Большая глубина проникновения раствора в пласт, но

· Большое количество продуктов реакции

Высококонцентрированная кислота:

· образование насыщенных вязких растворов хлоридов кальция и магния

· существенный рост коррозии оборудования и труб

· растворение гипса и ангидрита с образованием твердого осадка, выпадающего в ПЗС и снижающего её проницаемость

· необходимо охлаждать раствор жидким азотом для увеличения глубины проникновения их в пласт.

Ангидрит и гипс, содержащиеся в скелете породы, после реакции с концентрированной кислотой выпадают в осадок и закупоривают ПЗС и поровые каналы. Поэтому для обработки ПЗС используются 8-15%-е кислотные растворы.

Технология проведения обычной СКО: 1 – промывка скважины; 2 – закачка расчетного объема кислотного раствора; 3 – продавливание кислоты в ПЗС; 4 – нейтрализация кислоты за счет реагирования ее с обрабатываемой породой (от 1 до 24 часов); 5 – вызов притока и освоение скважины, исследование скважины (определение технологического эффекта).

12. Механизм глинокислотной обработки (ГКО). Особенности ГКО

ГКО подвергаются терригенные коллектора. Глинокислота – смесь 3-5%-й фтористо-водородной и 8-10%-й соляной кислот. Терригенные коллектора содержат малое количество карбонатов (1-5%). Это силикаты и алюмосиликаты, которые практически не взаимодействуют с соляной кислотой и хорошо растворяются в плавиковой (HF) кислоте.

Сущность глинокислотной обработки терригенных коллекторов – в учете особенностей их строения. При контакте глиняной кислоты с терриг. породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки.

Основные реакции:

SiO₂ + 4HF®SiF₄ + 2H₂O

SiF₄+ 2HF®H₂SiF₆

Кремнефтористоводородная кислота остается в растворе, а кремниевая кислота при понижении кислотности раствора может образовывать гель кремниевой кислоты, выпадающий в осадок и закупоривающий ПЗС.

HF также реагирует с алюмосиликатами, образуя фтористый алюминий, который остается в растворе, а фтористый кремний соединяется с водой в сложные вещества.

Соляная кислота здесь:

· растворяет карбонаты терригенного коллектора

· предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая её в растворе

· предотвращает образование CaF2.

Двухступенчатая КО:

· сначала обычная СКО и сохранение этим кислотности раствора на втором этапе

· затем – закачка глиняной кислоты.

 

Технология проведения ГКО: 1 – промывка скважины; 2 – закачка расчетного объема кислотного раствора; 3 – продавливание кислоты в ПЗС; 4 – нейтрализация кислоты за счет реагирования ее с обрабатываемой породой (от 1 до 24 часов); 5 – вызов притока и освоение скважины, исследование скважины (определение технологического эффекта).

 

13. Использование ПАВ и растворителей для интенсификации добычи нефти

ПАВ - вещества, которые способны снижать поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие положительной адсорбции данного вещества на этой поверхности. Эффективность вытеснения нефти растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли пленочной нефти, характера взаимодействия ПАВ и коллектора.

ПАВ по своему механизму обеспечивают отмывающее и гидрофилизирующее действие. Эффект гидрофилизации основан на адсорбции ПАВ поверхностью породы, улучшении смачиваемости ее закачиваемой водой, увелич. фазовой прониц-ти нефти и след-но, увеличения дебита и сниж. обводнённости. Обычно используют растворы конц-ей примерно 0,05%. Применяются высококонцентрированные р-ры ПАВ в виде оторочки. По своему составу и химическим свойствам ПАВ делятся на два основных класса: ионогенные и неионогенные.

ПАВ применяют для обработки призабойных зон пласта с целью:

1)ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;

2)предотвращения отрицательного влияния воды и других промывочных жидкостей на продуктивный пласт при проведении в скважинеремонтных работ;

3)повышения производительности нефтяных и газовых скважин;

4)повышения приемистости нагнетательных скважин;

5)повышения эффективности СКО

6)селективной изоляции притоков пластовых вод;

7)создания более глубоких перфорационных каналов при гидропескоструйном методе перфорации скважин (применение ПАВ как понизителей твердости).

Суть технологии:

При закачке в пласт ПАВ, адсорбируясь на поверхности поровых пространств призабойной зоны и на границах раздела нефть — вода, понижают поверхностное натяжение. Обработка обводненных скважин ПАВ ведет к уменьшению физико-химического сродства породы с водой. Это препятствует притоку воды к скважине и, наоборот, облегчает приток нефти. В безводных скважинах воздействие ПАВ облегчает вытеснение нефтью воды из призабойной зоны, чем и увеличивает ее непроницаемость.

ПАВ применяют для предотвращения конусообразования. ПАВ покрывают поверхность твердых частиц и препятствуют капиллярному впитыванию воды в нефтенасыщенную зону.

В нагнетательных скважинах ПАВ применяются с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин, благодаря снижению набухаемости глинистых частиц. Применение ПАВ в карбонатных коллекторах дают существенное увеличение приемистости малопроницаемых пропластков. +на след.стр.

Применение растворителей

Нефтерастворимых (гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др.)

Водорастворимых (ацетон, метиловый спирт, этиленгликоль и др.);

В качестве растворителей (веществ, неограниченно смешивающихся с нефтью), вытесняющих нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Дешевая альтернатива этим веществам – воздух, вода, иногда природный газ и двуокись углерода. Следует учитывать, что вода в обычных пластовых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к внутрипластовому горению.

В качестве веществ, смешивающихся с нефтью для её вытеснения из пласта, применяют сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и др. в виде пробок или оторочек, продвигаемых по пласту водой или сухим газом.

При использовании растворителей кфт вытеснения может быть доведен до 100%. Если использовать оторочки растворителя, то оторочка быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с газом. Коэффициент охвата вытеснением в этом случае ниже. В наклонных пластах при проталкивании оторочки сухим газом сверху вниз, прорывы его становятся не столь существенными и вытеснение более эффективно.

При более высоких давлениях, в условиях полной смешиваемости, оторочка не нужна. Если оторочка растворителя продвигается закачиваемой водой, то вода и растворитель фильтруются как две несмешивающиеся жидкости и оторочка размазывается по обводненной части пласта.

Различие вязкости нефти и растворителя оказывает влияние на характер процесса смешивания и на образование оторочки нужного размера.

14. Применение мицеллярных и полимерных растворов для интенсификации добычи нефти

Полимеры – выравнивание фронта вытеснения, повышение К_охв за счет изменения свойств закачиваемой воды, снижения ее подвижности. Устранение языков обводнения. Жопа в деструкции полимеров: механической (разрыв молекул), химической (контакт с кислородом), бактерии и высокая Т.

Способы применения полимеров в процессах добычи нефти:

1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик

нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет

блокирования зон высокой проницаемости.

2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.

3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.

Для полимерного заводнения применяют водные растворы полиакриламида, а также полиэтиленоксидов, вязкость которых не снижается в минерализованных водах в отличие от растворов полиакриламида. Наибольшее увеличение нефтеотдачи пластов при полимерном заводнении достигается в начальные периоды разработки залежи при вязкости пластовой нефти 10-50 мПа-с, температурах пласта до 90°С, в неоднородных коллекторах проницаемостью свыше 100 мД и глинистостью до 5-10%

Главная особенность мицеллярных растворов – способность к солюбилизации, т. е. к самопроизвольному растворению веществ, в обычных условиях нерастворимых в данном растворителе. Например, нефть становится растворимой в мицеллярной системе вода – ПАВ, хотя, как известно, обычно нефть не растворяется как в воде, так и в истинном водном растворе ПАВ.

Механизм растворения в мицеллярном растворе заключается в там, что микроскопические капельки нефти смещаются в центр мицелл, образуя так называемые разбухшие мицеллы. В таких системах внешней фазой является вода. При определенных условиях, когда концентрация углеводородной составляющей велика, образуются мицеллярные растворы с внешней углеводо-родной фазой. Микроскопические частицы воды в таких растворах располагаются внутри разбухших мицелл.

Одной из самых эффективных физико-химических технологий с потокоотклоняющим действием является технология применения сшитых полимеров акриламида. Это во многом связано с уникальными реологическими свойствами сшитых полимерно-гелевых составов (СПС).

Для воздействия в глубинные, отдаленные от скважин участки неоднородного продуктивного пласта полимерно-гелевыми составами, необходимо при сшивке полимера обеспечить образование коллоидальных дисперсных гелей. Коллоидальные дисперсные (КД) гели состоят из низкоконцентрированного полимера и сшивателя, которые делают закачку сравнительно больших объемов геля (до 20 тыс. м куб. на скважину) экономичными и позволяют обеспечить глубинное воздействие.

При низкой концентрации частично гидролизованного полиакриламида не имеется достаточного количества полимера, чтобы образовать непрерывную структуру, поэтому гель обычного блочного типа не может образоваться. Вместо этого образуется раствор отдельных гелевых пучков, в котором смесь в основном внутримолекулярных и, в минимальном количестве, межмолекулярных сшиваний, соединяет относительно небольшое число молекул. В блочном геле сшивающие звенья образуют непрерывную структуру молекул полимера, главным образом через межмолекулярные сшивающие связи.

Особенности технологии При применении полимерно-гелевых составов важное значение имеет обеспечение селективности по фазе закачиваемого геля, т.е. закачиваемый гель должен попадать только в высокопроницаемые водонасыщенныепропластки. Это обеспечивается двумя путями. 1) пучковая структура КД-геля и размер пучков таковы, что коллоидно-дисперсные частицы геля не могут по физическим размерам фильтроваться в низкопроницаемуюнефтенасыщенную часть продуктивного пласта. 2) применяется технологический прием, позволяющий обеспечить необходимую селективность. Известно, что на неоднородных по разрезу продуктивных пластах профиль приемистости изменяется в зависимости от давления нагнетания. При уменьшении закачки снижение приемистости происходит неравномерно, а приемистость низкопроницаемых интервалов уменьшается более значительно, чем высокопроницаемых. Этот факт подтвержден и при применении технологии повышения нефтеотдачи с использованием биополимеров. Поэтому закачку СПС начинают при давлении на 10-20 % ниже давления нагнетания воды в обычном режиме. Это обеспечивает попадание КД-геля в высокопроницаемые водонасыщенныепропластки, что приводит к повышению давления в них. При повышении давления в высокопроницаемыхпропластках в процесс фильтрации постепенно подключаются низкопроницаемыенефтенасыщенные зоны. Закачка СПС завершается при достижении давления на 5-10% превышающего номинальное, что также способствует подключению в процесс фильтрации низкопроницаемыхнефтенасыщенныхпропластков.

15. Газовые методы интенсификации добычи нефти. Водогазовое воздействие

На успешность применения газовых методов в основном оказывает влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта. Пласт должен характеризоваться высокой приемистостью при значительных давлениях. Виды:

1. закачка СО₂

2. закачка азота

3. закачка УВ газов:

-сухого

-обогащенного (газ высокого давления)

Закачка газа применяется:

- низкопроницаемый коллектор (менее 0,05 мкм²),

- месторождения с высокой обводненностью и высоковязкой нефтью.

Существуют 2-е основные технологии газового метода:

1. смешивающееся вытеснение (V газа закаченный полностью растворяется в нефти и в воде при данной Т и Р, не образует самостоятельную фазу)

2. несмешивающееся вытеснение (газ не полностью растворяется в нефти и в воде.Сосуществуют 3 фазы).

Какой вид вытеснения будет применен,зависит от Р, Т и от состава нефти.

 

Под смешивающимся вытеснением понимают такой режим, при котором отсутствуют границы между фазами, когда межфазное натяжение впереходной области между нефтью и газом равно нулю. Такой режим является одним из наиболее эффективных, коэффициент вытеснения для однородных пластов практически равен единице (0,95-0,98).

При частичной (или ограниченной) смешиваемости сохраняется граница раздела межу фазами, состав и свойства жидкости и газа изменяются в переходной зоне. Режим частичной смешиваемости может быть осуществлен при нагнетании попутного газа с содержанием метана 80-90 % в нефтяные залежи, содержащие легкую нефть, при давлении ниже МДДС на 5-10 МПа. Коэффициент вытеснения нефти газом при таком режиме несколько выше коэффициента вытеснения нефти водой.

При несмешивающемся режиме не происходит смешивания газа с нефтью в пластовых условиях, пена образуется за счет выделяющегося из нефти газа. Благодаря образованию в пласте пенных систем (вспененная нефть, водонефтяная эмульсия и вода), ВГВ на вязкие нефти и ВГВ с применением ПНВРА на легкие нефти в значительной степени способствуют выравниванию профиля вытеснения и увеличивают коэффициент охвата в неоднородных коллекторах.

При вытеснении нефти из гидрофильных пород газом вода будет смачивать породу, а газ является несмачивающей фазой. Тогда вода будет проникать в мелкие поры, а газ будет вытеснять нефть из крупных пор. Особенно значительный эффект от ВГВ по сравнению с традиционным вытеснением нефти водой наблюдается для сред со смешанной смачиваемостью, когда крупные поры гидрофобны, а более мелкие остаются гидрофильными.

Глубина залегания пласта и пластовое давление

Не ограничены.

Вязкость нефти

Осуществление процесса вытеснения с применением ПНВРА предпочтительно для легких нефтей вязкостью менее 5-10 мПа*св пластовых условиях и низким содержанием асфальтосмолистых веществ (менее 10 %).

Для вязких нефтей применение ПНВРА не обязательно - они могут быть использованы только для увеличения эффекта пенообразования. Вязкость может изменяться в пределах от 10 до 100 мПа*с и более.

Пластовая температура

Для легких нефтей с применением ПНВРА - до 100 °С.

Для вязких нефтей рекомендуется закачка горячей воды с температурой от 50 до 70 °С. При этом желательно, чтобы пластовая температура была выше 30 °С. При использовании ПНВРА процесс может проводиться при любой пла­стовой температуре.

Толщина пласта

В случае закачки газа в пологие залежи может колебаться в широких пределах - от 2 до 20 м.

При вертикальном вытеснении и использовании действия гравитационных сил толщина пласта не ограничивается.

Проницаемость коллектора

При закачке водогазовых смесей с ПНВРА проницаемость коллектора может составлять 0,004-0,8 мкм².

Наличие непроницаемой покрышки

Необходимо наличие непроницаемой покрышки над пластом для предотвращения перетоков газа в другие горизонты.

Наличие водонефтяной зоны

Для ВГВ благоприятны нефтяные залежи, подстилаемые водой или имеющие обширные водонефтяные зоны.

Нагнетание СО₂

Метод основан на способности СО₂ растворяться как в воде, так и в нефти. Факторами, ограничивающими использование СО₂ являются:

- выпадение осадков в пласте;

- коррозия нефтепромыслового оборудования

- трудности транспортирования, хранения больших объемов СО₂

- поглощение СО₂ в пласте (до 70% от закачиваемого объема)

- отсутствие ресурсов СО₂ в районе размещения нефтяной залежи.

Вытеснение нефти при нагнетании СО₂ происходит за счет действия следующих механизмов:

- изменение вязкости нефти и воды. Вязкость нефти значительно уменьшается, а воды – незначительно увеличивается. Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды и увеличению охвата пласта на 8-20%

- увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза (за счет ее обогащения СО2). Это способствует эффективному вытеснению нефти и доотмыву остаточной нефти. Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при разработке залежей легкой нефти.

-снижение межфазного натяжения на границе фаз нефть-вода, что улучшает смачиваемость пород водой и отмывпленок нефти..

- образование угольной кислоты (Н₂СО₃) при растворении СО₂ в воде, которая способная растворять некоторые виды цемента и карбонатные породы. Увеличивается проницаемость пород.

Механизм вытеснения нефти СО₂ имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснениемсмешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэф.вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Из-за того, что в пласте имеет место 3-хфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэф.охвата пласта воздействием выше при полном смешивании.