Кислотные обработки призабойной зоны пласта. Цель и механизм ведения процесса.

При бурении и эксплуатации сква­жины проницаемость призабойной зоны снижается, как правило, вследствие ее за­грязнения буровым раствором в процессе бурения, наплыва мелких частиц породы и мехпримесей, выпадения солей из плас­товой жидкости и т.д.

Кислотные обработки связаны с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот, которые под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины.Для кислотных обработок применяют водные растворы соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислоты.

Солянокислотные обработки являются основным способом очистки карбонатных коллекторов, т. к. соляная кислота хорошо растворяет извес­тняки и доломиты, увеличивая проницае­мость призабойной зоны. Смысл кислотной обработки заключается в том, что кислота проникает в поры пласта, растворяет часть примесей, которыми они забиты, другую часть «подвешивает» в раствор и выносит обратно. Ее выполняют периодически: еже­месячно, ежеквартально, раз в полгода и т.д., в зависимости от того, насколько быстро мехпримеси накапливаются в призабойной зоне пласта. Отличительной особенностью российского рынка кислотных обработок является его крайняя ограниченность для сервисных компаний, поскольку российские нефтяники предпочитают проводить эти обработки самостоятельно, при помощи своих подразделений.

Хотя для проведения простой кис­лотной обработки нужна только кислота и желание, при этом даже необязательно глушить скважину, без серьезного подхода к ее проектированию эффективность ос­тавляет желать лучшего. При этом в области кислотных обработок наработано множес­тво технологий и специальных реагентов, позволяющих вести обработку осмысленно и добиваться высокой эффективности, среди которых самоотклоняющиеся кис­лотные системы, специальные добавки для снижения обводненности продукции, растворители буровых растворов, техноло­гии кислотной обработки с применением колтюбинга и т.д.

Соляная кислота HCL растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие в пласт загрязняющие частицы.

При этом протекают следующие химические реакции:

CaCO3 + 2HCL= CaCL2 + H2O + CO2

CaMg(CO3 )2 + 4HCL= CaCL2 + MgCL2+ 2H2O + 2CO2

Полученные в результате реакции хлористый кальций CaCL2 и хлористый магний MgCL2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

Уксусная кислота СH3COOH добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fe(OH)3

Концентрированная серная кислота H2SO4 предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaSO4 , ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения (АСПО).

Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %,. В связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии концентрацию и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25-28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов - температуры на забое скважины, генезиса продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 часов на месторождениях с температурой на забое не более 40о С и 2-3 часа при забойных температурах 100-150о С.

Смысл кислотной обработки заключается в том, что кислота проникает в поры пласта, растворяет часть примесей, которыми они забиты, другую часть «подвешивает» в раствор и выносит обратно. Ее выполняют периодически: еже­месячно, ежеквартально, раз в полгода и т.д., в зависимости от того, насколько быстро мехпримеси накапливаются в призабойной зоне пласта. Отличительной особенностью российского рынка кислотных обработок является его крайняя ограниченность для сервисных компаний, поскольку российские нефтяники предпочитают проводить эти обработки самостоятельно, при помощи своих подразделений.

Хотя для проведения простой кис­лотной обработки нужна только кислота и желание, при этом даже необязательно глушить скважину, без серьезного подхода к ее проектированию эффективность ос­тавляет желать лучшего. При этом в области кислотных обработок наработано множество технологий и специальных реагентов, позволяющих вести обработку осмысленно и добиваться высокой эффективности, среди которых самоотклоняющиеся кислотные системы, специальные добавки для снижения обводненности продукции, растворители буровых растворов, технологии кислотной обработки с применением колтюбинга и т.д.

58.Гидравлический разрыв пласта. Цель и механизм ведения процесса.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин после создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности.

Гидроразрыв пласта по своим технологическим возможностям является наиболее эффективным методом, применяемым при разработке пластов с очень низкими фильтрационно емкостными характеристиками, и выступает не только как способ интенсификации добычи нефти, а по существу как способ разработки низкопроницаемых коллекторов, как способ повышения нефтеотдачи.
Если изначально ГРП применялся только на низкопроницаемых пластах, то сейчас он все шире применяется на пластах с высокой проницаемостью. При проведении ГРП на пластах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками происходит не только значительное увеличение дебита (по данным СибНИИНП в Западной Сибири дебит после ГРП увеличивается от 1,8 до 19 раз), но и конечной нефтеотдачи, особенно при проведении большеобъемных глубоко­проникающих ГРП. Это обеспечивается за счет создания длинных узких трещин. На­пример, при проницаемости пласта пример­но 0,001 мкм² оптимальная длина трещины составляет 100-200 м, объем закачки жидкос­ти — сотни кубометров, проппанта — 100-200 т. Для вовлечения в разработку газовых кол­лекторов со сверхнизкой проницаемостью (< 10-4 мкм²) в США, Канаде и Западной Европе успешно применяется технология массированного ГРП. Длина трещин в этом случае достигает 1000 м и более. В России в последние годы также отмечается рост спроса на проведение большеобъемных ГРП с закач­кой до 100 и более тонн пропана.

По характеру расширения зоны дрени­рования скважины специалисты сравнивают глубокопроникающий и массированный ГРП с бурением горизонтальных скважин. Сравни­тельный эффект от каждой из них необходимо рассчитывать для конкретных условий. Гори­зонтальные скважины более эффективны по сравнению с ГРП при разработке отдельных нефтяных линз малого объема стволами сложной траектории. Как правило, операция ГРП в 5-10 раз дешевле бурения вертикальной скважины, а бурение горизонтального ствола в 1,5-3 раза дороже. При этом для низкопро­ницаемых пластов ГРП является не только методом интенсификации или повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), но и способом разработки. Применение перфорации и кислотной обработки для восстановления их проницаемости не всегда эффективно, что и обусловило появление альтернативной тех­нологии — локальных ГРП, которая доказала свою экономическую привлекательность.

Среди факторов, препятствующих проведению ГРП, остается близость водо-и газонефтяных участков, на которых возможен прорыв воды и газа в скважину, а в случае небольших запасов или низких остаточных запасов проведение ГРП мо­жет быть просто экономически невыгодно. Например, для вовлечения в разработку нефтяных оторочек, находящихся меж­ду газо- и водоносной зонами пласта, целесообразнее бурить горизонтальные скважины. Но технологии ГРП совершенс­твуются в этом направлении, и, возможно, в обозримой перспективе ограничения на применение ГРП значительно сузятся. В частности это относится к использованию в ходе ГРП модификаторов относительной проницаемости, селективно отсекающих водонасыщенные интервалы

Для предотвращения смыкания образованных трещин или расширившихся старых в пласт вводится крупнозернистый песок с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм). Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина достигать 1-4 м.

Операция ГРП состоит из следующих этапов:

1) закачка в пласт жидкости разрыва с целью обра­зования трещин или их расши­рения;

2) закачка жидкости-песконосителя;

3) закачка жидкости для продавливания песка в скважину (продавочной жидкости).

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Жидкостью разрыва может быть сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтью; дизельное топливо, загущенное нафтеновыми мылами; вода; раствор соляной кислоты и т. п. Технология ГРП состоит в следующем. Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробки и загрязняющих отложений. После проверки специальным шаблоном в скважину спускают трубы диаметром 89-114мм. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления и разобщения фильтровой части скважины от зоны, расположенной выше ее, над продуктивным пластом устанавливают пакер. Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются насосные

агрегаты, иногда перед ГРП в скважине проводят солянокислотную обработку или гидропескоструйную перфорацию. Примерная схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта показана на рис.44.

Рис.44 . Схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта

Анализ результатов применения ГРП позволяет рассматривать этот процесс также как инструмент регулирования процесса разработки месторождения. Грамотное проведение ГРП позволяет оптимизировать заводнение пласта и разрабатывать его наилучшим образом. Особенно эффективно проектирование разработки с использованием ГРП на начальной стадии эксплуатации месторождения с пластами низкой проницаемости. Примером применения ГРП в промышленных масштабах является Северная лицензионная территория Приобского месторождения (ОАО НК «Роснефть»), где все добывающие и нагнетательные скважины вводятся из бурения с проведением ГРП.

Анализ причин недостаточной эффек­тивности при проведении ГРП показывает, что в большинстве случаев это происходит из-за несоответствия выбранных скважин требуемым для гидроразрыва критериям. Эффективность резко снижается при малой толщине пласта, низкой нефтенасыщенности, расположении вблизи фронта заводнения, пониженном пластовом давлении. Другой причиной является недостаточное качество проектирования ГРП (неправильные режимы закачки жидкости, укладки проппанта и т.д.). Поэтому не следует экономить на подготови­тельной работе, которая включает предвари­тельный сбор и анализ информации геоло­гических, геофизических и петрофизических исследований, лабораторного анализа керна, проведение микро- и минигидроразрывов, предшествующих основному ГРП.