Эффективность проведения соляно-кислотной обработки скважин на нефтегазоконденсатном месторождении Чинарево

Наиболее распространенным методом увеличения эффективности разработки карбонатных коллекторов являются соляно-кислотные обработки скважин. Эффективность СКО в первую очередь зависит от глубины проникновения кислоты в пласт, от полноты растворения в кислоте зерен коллектора, от охвата пласта воздействием кислотного раствора. Высокая изменчивость коллекторских свойств и низкие значения пластовых давлений сводят эффективность применения обычных соляно-кислотных растворов в условиях карбонатных коллекторов к минимуму. В процессе обработки кислота движется в основном по одним и тем же каналам, и трещинам, оставляя без воздействия значительную часть продуктивного пласта. Кроме того, при растворении нефтенасыщенного карбонатного коллектора растворами «чистой» соляной кислоты резко повышается вязкость нефти и происходит образование водонефтяных эмульсий, что резко снижает эффективность СКО.

Чинаревского месторождения представлен известняками, на которые благоприятно влияет соляная кислота, после СКО продуктивность возрастает в 2-3 раза. СКО предусматривается проводить в скважинах с низким дебитом в том случае, когда рядом находящиеся скважины, пробуренные в аналогичных условиях, имеют высокую продуктивность. Оптимальный режим проведения СКО устанавливается на основе лабораторных и промысловых испытаний на месторождении, включающих определение концентрации применяемой соляной кислоты, необходимых добавок и методов обработки [1].

Кислотные обработки призабойных зон скважин на Чинаревском месторождении проводятся в период освоения скважин и вызова притока и затем при эксплуатации скважин с целью увеличения проницаемости продуктивного пласта. Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин [2].

Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗС при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки (вторая, третья и т.д.) были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки.

Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗС: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС1 изменяется от 0,2 до 0,6 м3/м; для высокопроницаемых коллекторов - от 0,2 до 0,9 м3/м; для трещинных коллекторов - от 0,3 до 0,9 м3/м. При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.

Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем - исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте. Выбор кислотных обработок для различных коллекторов. Соляно кислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующая карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и конвенциального коэффициентов продуктивности.

Для проведения соляной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям: приемистость скважины более 500 м3/сутки и со временем снижения до 100 м3/сутки и ниже; скважина должна изливать; устьевая арматура и эксплутационная колонна должны быть герметичными.

Термохимические соляно-кислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в при забойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности. [3]

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором: диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды от 0,5 до 1%-ной концентрации. Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10%, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной: от 10 до 12% массы и плавиковой от 3 до 5% массы кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глино-кислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Таблица 1. Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Количество обработок	Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации) на 1 м вскрытой толщины пласта
	Тип коллектора Поровый
	Малопроницаемый	Высокопроницаемый	Трещинный
Одна	0,4-0,6	0,6-1,0	0,6-0,8
Две и более	0,6-1,6	1.0-1,5	1,0-1,5

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют солянокислотные растворы с добавками от 6 до 10% массы азотнокислого натрия. Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии. Особенность СКО терригенных коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и трещиноватых коллекторах. В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. [4]

В карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченно й массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Соляная кислота взаимодействует с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF). Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции:

SiO₂ + 4 HF = 2 H₂O + SiF₄

3 SiF ₄ + 4 H ₂ O = Si(OH) ₄ + 2 H ₂ SiF 6

Образующийся фтористый кремний SiF 4 далее взаимодействует с водой. Кремнефтористоводородная кислота H 2 SiF 6 остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН) 4 по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержит 8-10% соляной кислоты и 3-5% фтористоводородной. Плавиковая кислота растворяет алюмосиликаты согласно реакции:

H₄AL₂Si₂O₉ + 14HF = 2ALF₃ + 2SiF₄ + 9H₂O

Фтористый алюминий ALF 3 остается в растворе, а фтористый кремний SiF 4 взаимодействует с водой, образуя кремниевую кислоту.

Взаимодействие HF с зернистым кварцем протекает медленно, а с алюмосиликатом H 4 AL 2 Si 2 O 9 быстро, но медленнее, чем НСL с карбонатами. Обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна для удаления карбонатных цементирующих веществ и для растворения глинистого материала. Смесь НСL и HF называют глинокислотой.

Пары фтористоводородной кислоты ядовиты, и обращение с ней требует мер предосторожности. Она имеет высокую стоимость. Последнее время широкое применение находит порошкообразное вещество бифторид-фторид аммония NH 4 FHF+NH 4 F, который сравнительно дешев, хотя и требует мер защиты.

Глинокислота (4% HF + 8% НСL) употребляется для обработки пород, содержащих карбонатов не более 0,5%. Она растворяет цементирующее вещество терригенных коллекторов, и ее количество подбирается опытным путем во избежание нарушения устойчивости породы в ПЗС. Для первичных обработок ограничиваются объемами глинокислоты в 0,3-0,4 м3 на 1 м толщины пласта. [5]

Глинокислота представляет собой смесь плавиковой кислоты (HF) с соляной, обычно в соотношении 12% HCl и 3% HF. Однако, иногда, применяется слабый раствор (6% HCl и 1,5% HF). Глинокислота используется, преимущественно, для удаления глинистых корок песчаных пластов, для улучшения проницаемости глиносодержащих пластов, прилегающих к стволу скважины, а также для повышения растворимости доломитовых образований (dolomitic formations). Эффективность данной обработки основана на том, что некоторые глины, кремнезем (silica) и другие материалы, обычно нерастворимые в HCl, имеют определенную степень растворимости в HF.

HF кислота применяется исключительно в кислотной обработке песчаника для растворения глины пласта (Al 2 Si 4 O 10 (OH) 2 ) или глин, которые передвинулись в каналы пор от бурения или растворов для вскрытия продуктивного пласта. 3800 литров 4,2% HF кислоты растворит 320 кг глины. Реакция HF кислоты с песком (SiO 2 ) растворяет маленькое количество скалистой породы (карбонаты, полевые шпаты, слюду, кремнистый известняк и кварц). Во время первичной реакции HF растворяет глиноземистые силикаты. Другие металлические ионы связанные с глиной тоже растворяются в растворе.

Плавиковая кислота (HF) является единственной кислотой, вступающей в реакцию с песком и другими минералами на кремниевой основе, такими как глина. Формулы простейших реакций:

6HF + SiO 2 = H 2 SiF 6 + 2H 2 O

Фторо-кремниевая (Фторосиликат) и фторо-алюминиевая кислоты, полученные при реакции, вступают в реакцию с ионами Na+ или K+ из солей NaCl и KCl в солёной воде и выпадают в нерастворимые осадки Na(K) 2 SiF 6 , Na(K) 3AlF 6 .

Таким образом Na+ и K+ ионы должны быть вытеснены из системы пор возле ствола скважины до поступления HF (ион аммония не образует нерастворимые компоненты с HF -используй растворы NH 4 Cl, как промывочную или после промывочную жидкость, или HCl -если карбонат или дизельное топливо, неочищенная нефть).

Таблица 2. Результаты реакции кислоты с породами

HF + «глина»	быстро	Si, Al в растворе
HF + «кварц»	Медленно	Si в растворе (H 2 SiF 6 )
H 2 SiF 6 + «глина»	----->	Al + Si(OH) 4 аморфный кварцевый осадок

Быстрое время реакции и осадки делают HF кислоту не подходящей к пескам, содержащим карбонаты, и имеющий более 20% растворимости в HCl. HF кислота никогда не должна использоваться в пластах с карбонатами из-за осадков CaF 2 , которые нерастворимые. Если песчаный пласт содержит более, чем 20% карбоната, скважина должна быть обработана кислотой только с HCl. [6]

HF вступает в реакцию с натрием, калием и кальцием - образовывает нерастворимые осадки. HF может также порождать нерастворимые побочные продукты, такие как коллоидный кремнезем – результат взаимодействия с породой.

Следовательно, предварительная промывка HCl всегда должна осуществляться для:

• 1.    Вытеснения пластовой воды, содержащей ионы калия, натрия или кальция. Если этого не сделать, то может образоваться ряд фторосиликатов {напр.: K 2 SiF 6 } или фтороалюминатов различной растворимостью из-за реакции HF.

• 2.    Поддержания низкого pH в призабойной зоне на всём протяжении обработки во избежании различных реакций осаждения

• 3.    Растворения карбонатов, которые могли бы породит нерастворимые фториды (CaF 2 ).

  
  
  
  

  Растворимость кварцевого песка в кислоте

  
  

Рис. 1. Растворимость бентонита в кислоте

Для трещиноватых пород рекомендуемые объемы - 0,75 - 1,0 м3 на 1 м толщины пласта. Закачанная глинокислота выдерживается в пласте 8 - 12 ч. Объем продавочной жидкости равен объемам НКТ и забойной части скважины (до верхней границы перфорации).

Терригенные породы содержат мало карбонатов. Поэтому применяют двухступенчатую кислотную обработку. Сначала обрабатывают ПЗС обычным 12 - 15 % раствором НСL, а затем закачивают глинокислоту. [7]

месторождений. - М.: ОАО «Издательство «Недра» – С. 95-98.