Существующие методы повышения нефтеотдачи пласта

    Кислотные ванны - это наиболее простой вид кислотных обработок, предназноченный для очитки забоя и ствола скважин от глинисто-цементных отложений и продуктов коррозии металла. Основная цель кислотных ванн состоит в подготовке скважин к последующим обработкам, то есть они способствуют увеличению зоны охвата кислотным воздействием при вторичных операциях. Таким образом, это мероприятие является первичным и обязательным для успешного проведения кислотных обработок с задавкой в пласт.

  • Как правило, кислотные ванны проводятся на скважинах с открытым стволом, когда вскрытый продуктивный горизонт не закреплен обсадной колонной. В этом случае используется рабочий раствор с концентрацией HCL 10-12%, который выдерживается в скважине в течение примерно 2-24 ч.

Обычная кислотная обработка, наиболее часто используется в практике для интенсификации притока нефти. Технологически он осуществляется так же, как и кислотная ванна, с той лишь разницей, что кислота закачивается в пласт под давлением.

Основная цель этой обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счет растворения привнесенных в пласт взвесей и увеличения проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород.

Кислотная обработка под давлением проводится в тех случаях, когода коллекторы продуктивных горизонтов сложены из низкопроницаемых пород или же если пласт имеет неравномерную проницаемость.

Таким образом, основной целью кислотной обработки под давлением является равномерное увеличение проницаемости по всей толщине призабойной зоны и по возможности более глубокий охват обработкой продуктивного пласта.

Ступенчатая, или поинтервальная, обработка скважин используется для скважин вскрывших залежь большой толщины или эксплуатирующих два и более продуктивных пласта.

Суть данного приема заключается в том, что продуктивный пласт по толщине разбивается на интервалы по 10-20 м и обрабатывается поочередно, начиная с нижнего участка. Для повышения эффективности обработки заданный интервал пласта изолируют пакером. Кроме того, для этой цели используют различные химические изолирующие материалы, например ВУС на основе полиакриламида, перекрывают нижний интервал песком или закачивают в скважину капроновые шарики.

Поинтервальную обработку рекомендуется проводить также в нагнетательных скважинах. Что приводит к увеличению общей премистости скважин и выравниванию профиля приемистости по всей толщине заводняемого пласта.

Двухстадийные и многократные кислотные обработки скважины. Разбивку процесса кислотной обработки на две стадии планируют, как правило, при кислотном воздействии на коллекторы, сложенные слабопроницаемыми породами. При двухстадийной обработке, в пласт закачивается 2-3 м3 рабочего раствора, где он выдерживается в течение нескольких часов под давлением 12-15 Мпа. После снижения давления до 5-7 Мпа закачивается вторая порция в объеме 5-7 м3, котрая уже легко продавливается в продуктивный пласт. Далее скважину оставляют на реагирование, как при обычной обработке.

Многократные кислотные обработки заключаются в многократном кислотном воздействии на один и тот же продуктивный пласт или его отдельный интервал. Они применяются в том случае, когда единичного кислотного воздействия недостаточно для достижения намеченной цели.

Обработка скважин грязевой кислотой

Грязевая или глинокислота представляет собой смесь соляной и плавиковой кислот и используется для обработки скважин, призабойная зона которых представлена терригенными породами - песчаниками или алевролитами. Весьма ценной особенностью грязевой кислоты является способность растворять глинистые включения, что дает возможность использовать ее для обработки глинизированных песчанников, удаления глинистой корки со стенок скважины, а также фильтрата глинистого раствора, попавшего в пласт в процессе бурения.

Обычно  грязевая  кислота  предстваляет  собой  смесь  3 - 5%-ной плавиковой и 1,5-2%-ной уксусной кислот. Для сильно глинизированных песчанников рекомендуется использовать  состав  из  6%-ной  плавиковой  и  15%-ной  соляной   кислот с добавкой 1,5-2%-ной уксусной кислоты.

Обработка скважин углекислотой

         Применяется на скважинах, продуктивные пласты которых содержат карбонаты кальция и магния. Кроме того, углекислотная обработка значительно улучшает фильтрационные характеристики коллектора призабойной зоны при наличии осадков из асфальтосмолистых веществ. Данная обработка применяется как на нефтяных так и в нагнетательных скважинах. При этом значительно увеличивается дебит нефтяных и повышается приемистость нагнетательных скважин. Подготовка включает очистку стенок и забоя, промывку скважин и установку пакера на 5-10 м и выше верхних перфорационных отверстий.

            Затем агрегатом закачивают углекислоту (H2CO3) в количестве 1,2-5 т на 1 м эффективной толщины продуктивного пласта, но не менее 10 т за одну обработку. В качестве продавочной жидкости при обработке нефтяных скважин используют нефть в объеме не менее двух объемов НКТ. Время реагирования состваляет 12-24 ч и зависит от характеристики продуктивного пласта. По окончании срока выдерживания нефтяная скважина вводится в эксплуатацию на том же режиме, что и до обработки.

            При обработке углекислотой нагнетательных скважин для задавки кислоты в пласт применяют воду. После завершения реагирования скважину пускают на самоизлив через НКТ до появления чистой воды.

            Поскольку продуктивные пласты Приобского месторождения сложены терригенными породами, подробно рассмотрим применяемые кислотные обработки. 

При планировании кислотных обработок скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, необходимо учитывать следующие особенности.

    1. Кислота проникает в пласт радиально от фильтрующей поверхности, образуя круговой контур проникновения.

    При этом породы по глубине радиального проникновения подвержены сильному изменению по вертикали в связи с их неоднородностью по коллекторским свойствам.

    В горизонтальном направлении, в пределах тех небольших расстояний, на которые планируется задавливание кислоты в пласт, в незагрязнённом пласте мы можем рассматривать породы как однородные для различных по мощности элементов разреза.

    2. При обработке терригенных коллекторов с более или менее равномерно рассеянными частицами  карбонатов головная часть кислоты полностью их растворяет и, продвигаясь вглубь, полностью нейтрализуется. Хвостовая часть кислоты поступает в зону уже полностью освобождённую от карбонатов головной частью кислоты.

    Для обработки нефтяных и нагнетательных скважин следует применять кислоту соляную, техническую, синтетическую (ГОСТ 857 - 57 ).

    Плавиковая кислота применяется для обработки забоя  и призабойной зоны продуктивных пластов, сложенных терригенными коллекторами, для растворения части силикатного материала, цементирующего и скелетного веществ пород пласта, а также материалов загрязняющих поверхность забоя в форме глинистой или цементной корки.

    Бифторид - фторид - аммония, как и плавиковая кислота применяется для приготовления рабочего раствора глинокислоты при обработке скважин  с терригенными коллекторами.

    Уксусная кислота во многих случаях должна добавляться при составлении рабочего кислотного раствора.

    Введение её в состав рабочего раствора в количестве 4 - 5 % от общего количества раствора в 4- 4,5 раза замедляет скорость нейтрализации основной части кислотности раствора карбонатной породой пласта. При этом кислота более глубоко проникает в пласт с сохранением определённой части её активности.

    Обязательной операцией для каждой кислотной обработки является ингибирование кислотных растворов, которое снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла оборудования. В качестве ингибиторов применяют следующие реагенты: ингибитор катапин -А. Этот ингибитор даже при незначительной дозировке в количестве 0,1 % от общего количества рабочего раствора снижает коррозионную активность последнего в 55 - 65 раз.

    Ингибитор марвелан - К (0), значительно уступает катапину -А .

Также в качестве ингибиторов используются такие реагенты как ингибитор В- 2, ингибитор И - 1 -А ингибитор уникол ПБ- 5.

    При проведении кислотных обработок применяется следующее оборудование: агрегат Азинмаш - 30, имеет гуммированную резиной цистерну из двух отсеков емкостями 2,7 и 5,3 м3 и дополнительную ёмкость на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый.

    Азинмаш - 30 оснащён трёхплунжерным горизонтальным насосом типа 2  НК -500 одинарного действия.

    Кроме агрегата Азинмаш - 30, на промыслах применяют для закачки кислотных растворов цементировочные агрегаты ЦА - 320М и 2АН-500. Они используются для закачки ингибированных растворов.

    Подготовка скважин к обработке соляной кислотой в нагнетательных скважинах сводится к свабированию с последующей прямой и обратной промывкой. В нефтяных скважинах: отбивка забоя, при наличии пробки удаление её; при наличии отложений органического типа - парафинистых, асфальтово - смолистых и других - ванна из растворителя и промывка растворителем или промывка горячей нефтью.

    При обработке призабойной зоны и системы трещин - для первичной обработки скважин, находящихся в освоении после выхода из бурения может быть порекомендован удельный объём 0,75-1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта ;для обработок в процессе эксплуатации от 1,5 до 2,0 м3 на 1 м мощности. Дальнейшее увеличение объёма производится в зависимости от результатов.

    Конценрация HСl в рабочем растворе - от 12 до 15%. Обязательна добавка ингибиторов и ПАВ. Для нагнетательных скважин следует применять неионогенные ПАВ, типа ОП-10; для нефтяных -катионо-активные - катапин-А, марвелан-К (0). Кроме того, для  нагнетательных скважин обязательна добавка уксусной кислоты до 3,0%. В нефтяных скважинах она добавляется в случае загрязнённости кислоты железом.

    Продавочной жидкостью для нагнетательных скважин является вода, для нефтяных - вода с добавлением в первые 1-2 м3 катионоактивного ПАВ.

    Кислотный раствор до выхода из конца насосно-компрессорных труб закачивается на произвольной скорости. Задавливание кислоты в пласт как в нагнетательных, так и в нефтяных скважинах производится:

  1.     при обработке поверхности ствола и приствольной части (очистная обработка) - при минимальной скорости ( притом минимальном давлении на устье, которое только обеспечивает поглощение кислоты пластом );
  2.     при обработке призабойной зоны и системы трещин первые 2 - 3 м3 задавливаются при минимальной же скорости, а задавливание остальной части раствора - при интенсивном наращивании давления на устье для обеспечения раскрытия системы трещин.

    При обработке призабойной зоны глинокислотой, основным условием её применения является отсутствие или минимальное содержание в составе пород карбонатов.

    Для первичных обработок можно ограничится объёмом в 0,3 -0,4 м3 кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трåщиноватых пород , объём для первичных обработок можно увеличить до 0,75 - 1,0 м3 на 1 м мощности.

    Средний оптимальный состав рабочего раствора : HCl -8,0%; HF - 4,0%.

    При задавливании кислоты в пласт не следует стремится к достижению максимальных скоростей; надо 2-3 м3 задавливать при минимальном давлении на устье при котором пластом поглащается кислота. Большую часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

    Кислотный раствор весь задавливается в пласт и выдерживается на реагирование до 8 - 12 ч.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога