Сущность, техника и технология обработки ПЗП расворами ПАВ

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

химических (кислотные обработки),

механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),

тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот 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 кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10¸15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии 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 пород 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 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 2¸3 ч при забойных температурах 100¸150°С.

Гидропескоструйная перфорация скважин – применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. В пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.

Обработка ПЗС растворами кислот

Кислоты традиционно используются для очистки после полимерных буровых растворов на водной основе. Растворы кислот действуют и на биополимеры, входящие в состав фильтрационной корки и на карбонат кальция. Они разрушают полимеры путем гидролиза. Обработка ПЗС растворами кислот требует проведения анализа начала действия кислот, т.к. часто кислоты прорывают фильтрационную корку «языками», идя по пути наименьшего сопротивления (рис. 1, фото 4).

Кислоты малоэффективны при обработке ПЗС после растворов на углеводородной основе. Однако их также применяют при очистке ПЗС после обратимой эмульсионной системы (Faze-Pro). Диапазон температуры применения большинства растворов кислот находится в пределах 45-120°С. Наиболее распространенным на нефтяных месторождениях является раствор соляной кислоты концентрацией 5-28%. Он может использоваться одиночно или совместно с органическими кислотами.

Недостатки киcлот

В нефтегазовой промышленности применяют растворы минеральных и органических кислот. Для избежания образования налета и осадка необходимо проводить исследования на совместимость кислот с другими технологическими жидкостями. Растворы кислот также представляют опасность при их практическом использовании:

минеральные кислоты реагируют со многими материалами, особенно при повышенных температурах. При кислотных обработках как в процессе освоения скважины, так и при последующих опрерациях по стимуляции возможна коррозия забойного оборудования. Кислотная коррозия может привести к авариям с НКТ или повреждениям забойного оборудования по контролю песка;

при проникновении в пласт кислота может реагировать и растворять цемент породы, увеличивая таким образом проницаемость. С другой стороны, разрушение цемента способно привести к образованию мелких частиц, которые при движении могут закольматировать поровое пространство и ухудшить коллекторские свойства продуктивного пласта;

агрессивное действие минеральных кислот делает точную установку ванн проблематичной. Кислоты начинают разрушительный процесс как только контактируют с фильтрационной коркой, т.е на забое скважины. После разрушения фильтрационной корки кислота может проникнуть вглубь породы быстрее, чем она будет вымыта на поверхность. Это также может привести к неполной очистке ПЗС;

кислоты теряют реакционную способность при разбавлении или нейтрализации (возможно также путем разбавления) или реакции с породами пласта или остатками промывочной жидкости. В результе использования недостаточного количества или недостаточной концентрации кислоты фильтрационная корка может быть разрушена не полностью;

слабые (истощенные) растворы кислот могут приводить к осадкообразованию частиц, которые растворимы при низких значениях рН, однако становятся нерастворимыми в истощенных растворах кислот. Например, железо может осаждаться как желеобразный материал в кислотном растворе, истощенном при растворении карбоната кальция. Поэтому кислотные составы часто содержат железохелатирующие реагенты.

Как кислоты, так и окислители являются агрессивными, высокореактивными химикатами, и с ними необходимо обращаться в соответствии с правилами техники безопасности.

Высокие концентрации кислот при повышенных температурах способны привести к быстрому прорыву корки и проникновению раствора кислоты вглубь коллектора (фото 4). При этом кислота может фильтроваться в пласт и не участвовать в дальнейшем разрушении фильтрационной корки. Другими негативными последствиями применения кислотных обработок может являться флокуляция и диспергирование глинистых частиц, находящихся в коллекторе.

Кислоты несовместимы со многими синтетическими полимерами, например такими, как полиакриламиды.

Сущность, техника и технология обработки ПЗП расворами ПАВ

Обработка ПЗП ПАВ-ами предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в снижении поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов. Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом пространстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой внешней энергии.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину.

В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается.

ПАВ — это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества. По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на ионогенные (сульфонатриевые соли, азолят, сульфонол, катапин, ДС-РАС и другие) и неионогенные (ок- сиэтилированные препараты ОП-4, ОП-7, ОП-Ю), продукты конденсации фракций угольных фенолов с окисью этилена КАУФЭ-14, УЭФ-8 и др.

ехнология обработки призабойной зоны пласта растворами ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки: в скважину по насосно-компрессорным трубам закачивают раствор ПАВ и продавливают их в пласт водой или нефтью. Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2 м в зависимости от толщины пласта, свойств пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м³ на 1 м толщины обрабатываемого интервала. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки ПАВ через 2—3 сут скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Ответьте на тестовые вопросы

Вопрос 1. Укажите цель применения методов воздействия на ПЗП.
Ответ:
1) уменьшение проницаемости;
2) увеличение проницаемости;
3) увеличение нефтеотдачи.

Вопрос 2. Выделите механические методы воздействия на ПЗП.
Ответ:
1) электропрогрев;
2) гидроразрыв пласта;
3) кислотная обработка.

Вопрос 3. Укажите возможную ширину трещин, которые могут быть образованы при ГРП.
Ответ:
1) 31–50 мм;
2) 25–30 мм;
3) 1–20 мм.

Вопрос 4. Применяется ли взрыв при воздействии на ПЗП.
Ответ:
1) нет;
2) да.

Вопрос 5. Назовите способы воздействия на ПЗП, где используется песок.
Ответ:
1) торпедирование;
2) виброобработки;
3) ГРП;
4) термокислотная обработка;
5) гидропескоструйная перфорация.