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.
40. 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.
Сегодня ГРП - наиболее эффективный способ интенсификации добычи с точки зрения экономики по ключевым показателям «цена-качество-окупаемость». В результате проведения ГРП кратно повышается дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Так, в ХМАО ГРП обеспечивает до 40% дополнительной добычи нефти от применения всего спектра методов интенсификации и повышения нефтеотдачи. В округе ежегодно выполняется порядка 1000 ГРП, а всего уже выполнено свыше 9 тыс. гидроразрывов.
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-емкос-тными 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.23.
Рис.23 . Схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта
1 — скважина; 2 — насосный агрегат; з — пескосмесительный агрегат; 4 — вспомогательные насосные агрегаты; 5 — емкости для жидкости-песконосителя; 6 — емкости для жидкости разрыва и продавочной жидкости |
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.
Дата добавления: 2015-10-13; просмотров: 1758;