Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных композиций (стр. 2 из 4)

Фактором, оказывающим заметное влияние на скорость нейтрализации кислотного раствора в пласте, является соотношение реагирующей с кислотой поверхности с ее объемом (С). На рис.2 показано, что увеличение этого соотношения довольно резко усиливает скорость нейтрализации кислотного раствора за одно и то же время, что подтверждается в прямых экспериментах.

V_p г/(м²ч)

¹⁰⁰ С=22:1С=8:1

⁸⁰

₄₀ С= 1:1

²⁰

^{0 10 20 30} ч, мин

Рис. 2 - Изменение скорости реакции (V_p) 15 %-го раствора HCl с мрамором при 26,7 ⁰С и 7,0 МПа во времени в зависимости от соотношения его поверхности и объема кислотного раствора (С)

Например, исследованиями В.П.Шалинова и др. (1985 г.) на образцах естественных карбонатных кернов проницаемостью 0,52 мкм² при скорости закачки 1 см³/мин 20%-го раствора HCl на выходе из керна (длиной 2,3 см и диаметром 2,5 см) была зафиксирована кислота 0,1 %-й концентрации через 2 мин. На керне же проницаемостью 0,052 мкм² – через 5 мин.

Эти данные свидетельствуют о том, что для увеличения глубины проникновения активной кислоты в пласт по мере снижения его проницаемости (увеличения С) следует замедлять скорость ее реакции. Особенно это касается глинокислотных обработок в низкопроницаемых пластах.

В общем по данным ряда авторов глубина проникновения обычных кислотных растворов в ПЗП исчисляется от долей до нескольких сантиметров в зависимости от темпа закачки и их концентрации.

Эффективный путь устранения этого недостатка в уменьшении поверхности контакта кислотного раствора с горной породой за счет адсорбции на ней компонентов, предварительно закачиваемых в пласт или содержащихся в нагнетательном кислотном составе (ПАВ, гидрофобизаторов и др.), снижении подвижности ионов кислоты за счет придания повышенной вязкости составу или бронировании кислоты в составе эмульсий, а также обратимой кольматации части разветвленной сети фильтрационных каналов с целью уменьшения интенсивности утечек в них кислоты.

Другим немаловажным фактором успешности кислотных обработок является охват пласта кислотным воздействием по его толще. Одной из значимых величин в формуле притока нефти к забою скважин является эффективная толщина пласта. Согласно расчетам Ю.А. Балакирова и И.В. Кривоносова (1971 г.) чем больше толщина охвата пласта кислотным воздействием, тем выше эффективность обработки при прочих равных условиях. В силу гидродинамики потоков закачиваемого обычного кислотного раствора этого достичь практически нельзя.

В целях повышения охвата пласта кислотным воздействием существует множество составов и эффективных технологических приемов, основным моментом которых являются блокировка высокопроницаемых зон и перераспределение активного кислотного раствора в менее проницаемые и более закольматированные участки ПЗП, а так же применение загущенных кислотных составов, о чем будет сказано ниже.

Раздел 3. Составы для кислотной обработки скважин

Разработанные и использующиеся в нефтепромысловой практике кислотные составы условно можно разделить на две большие группы: водные растворы кислот и сложные кислотные составы. В свою очередь сложные кислотные составы классифицируют на кислотные пены, прямые и обратные эмульсии, мицеллярные растворы с различными переходными структурами между ними.

3.1 Кислотные составы на водной основе

Наиболее широкое применение получили обычные соляно-кислотные растворы, как правило, содержащие HCl 10…18%-й концентрации, и глинокислотные с концентрацией HF 3…5%. Они находятся на этапе освоения скважин и при первичных обработках.

В целях увлечения проникающей способности таких составов в пласт при обработках низкопроницаемых коллекторов, улучшении их нефтеотмывающих свойств, а также замедлении скорости реакции с карбонатами вводят различные ПАВ типа ОП-10, Аф₉-12, МЛ-72 и др. Так, с добавкой лишь 0,25% ОП-10 10%-й раствор HCl имеет скорость реакции с карбонатами около 7000 г/(м²«ч) при 25 ⁰С.

При обработках железосодержащих коллекторов с целью удержания ионов Fe³⁺ в растворенном состоянии дополнительно вводят туда до 5% уксусной или до 1% лимонной кислоты. Применение других комплексообразователей ионов железа в отечественной практике затруднено из-за их дефицитности и высокой стоимости.

Одними из эффективных составов для кислотной обработки низкопроницаемых обводненных пластов являются ацетоно-, гликоле- или спиртокислотные растворы, которые широко используются в районах Западной Сибири, Средней Азии и Астрахани.

Введение спирта или ацетона позволяет снизить межфазное натяжение на границе с нефтью, улучшить проникающую способность состава в пласт, эффективно удалить влагу из пор пласта и замедлить скорость реакции с горной породой. К недостаткам таких кислотных растворов относятся их высокая пожаро- и взрывоопасность, токсичность, а так же высокая коррозионная активность с отсутствием комплексирующей способности в отношении ионов Fe³⁺.

Альтернативным решением в этом плане является разработка таких кислотных составов, которые содержали бы поверхностно-активный компонент с высокими ингибирующими и железокомплексирующими свойствами.

Одной из причин низкой эффективности повторных кислот и глинокислотных обработок ПЗП является проникновение низковязких кислотных растворов в одни и те же высокопроницаемые интервалы пласта с прорывом кислот вплоть до нагнетательных скважин. При этом в разработку не подключаются перфорированные толщины пласта, которые закольматированы в процессе вскрытия и эксплуатации скважин. Для устранения этого недостатка широко практикуют предварительное нагнетание в скважины вязких изолирующих материалов до начала роста давления закачки с целью перекрытия дренированных зон и перераспределения потоков кислоты в менее проницаемые нефтегазонасыщенные интервалы. Такие технологии отличаются, как правило, используемым блокирующим материалом.

Практическое осуществление такого процесса в нашей стране предложено в начале 70-х гг. путем попеременной закачки порций 3…5%-х растворов КМЦ (карбоксиметилцеллюлоза) или загущенных хлористым натрием до 500…700 мПа*с растворов лигносульфонатов технических.

3.2 Пенокислоты

Пенокислотные обработки (ПКО) скважин имеют несомненные преимущества перед обычными КО. В пенокислотном составе замедляется в 10…18 раз скорость реакции с карбонатами в связи с уменьшением поверхности контакта между активной кислотой и горной породой, а также ограничением диффузии свежих порций кислоты и ее обратного раствора. За счет повышенной вязкости пенокислоты значительно увеличивается охват пласта кислотным воздействием. Наличие в пене дисперсной газовой фазы с большой удельной поверхностью способствует эффективному выносу из ПЗП твердых кольматантов.

Исследованиями В.С.Уголева и др. (1978 г.) установлено, что наибольшей стабильностью обладают кислотные пены на основе 10% HCl, содержащие традиционно использующиеся для этой цели ПАВ.

Кроме того, согласно зарубежным данным при прокачке через карбонатные керны вспененной кислоты образуется густая сеть протяженных каналов растворения в отличие от нескольких неглубоких каналов для обычного кислотного раствора.

Опыт проведение пенокислотных обработок на месторождениях Пермской области в 70-х гг. позволил повысить успешность КО в два раза при одновременном расширении профиля притока примерно в 1,5 раза.

В дальнейшем технология ПКО получила некоторое видоизменение в целях придания ей более направленного воздействия на низкопроницаемые толщины. При этом перед пенокислотой в пласт закачивают временно закупоривающий состав (ВЗС) со степенью аэрации 1,5…3,0 в пластовых условиях. Массовое содержание компонентов в составе ВЗС следующее (%)6 химически осажденный мел – 30…40, алебастр – 2…6, ПАВ – 1…2, вода – остальное.

При обработке шести скважин имели место тенденции снижения обводненности и увеличения дебита скважин.

В ПО Юганскнефтегаз на полимиктовых коллекторах используют предварительную закачку пеноглинокислотного состава, состоящего из (%): HCl – 28, HF – 5, ОП-10 – 3, КМЦ-600 – 1,5 и вода – остальное, который продавливают в пласт глинокислотным раствором без КМЦ-600.

В США применяют циклическую закачку вспененной воды для блокирования трещин с наращиванием объема газа (N₂) от 40 до 80 %, а затем 40-кратной вспененной азотом кислоты.