Глинокислотная обработка призабойной зоны скважины
Глинокислотная обработка пласта — КиберПедия
Для обработки пластов-коллекторов, представленных песчано-алевритовыми отложениями, применяются кислотные смеси (HCE + HF +CH3COOH), получившие название глинокислот или «грязевых» кислот. Содержание фтористоводородной кислоты колеблется от 1,5 до 3 % и в некоторых случаях даже до 5%. Глинокислота, проникая в призабойную зону пласта, активно действует на карбонатные и глинистые минералы и отчасти на кварцевые зерна. За счет их растворения обеспечивается очистка стенок скважины от глинистой корки, а также расчистка и увеличение дренажных каналов пласта. Смесь соляной (HCE) и плавиковой (HF) кислот активно действует на глины.
Сущность глинокислотной обработки терригенных коллекторов и
состоит в учете особенностей их строения. При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки.
Растворимость глин в глинокислоте намного выше растворимости их в соляной кислоте. Наряду с этим в составе глинокислоты участвует уксусная кислота, которая служит в качестве замедлителя реакции. При планировании процесса кислотной обработки песчано-глинистых коллекторов необходимо учитывать влияние различных кислот, их смесей и концентраций на набухание глин. При использовании «грязевой» кислоты желательна во всех случаях добавка ПАВ, которые улучшают условия смачивания. Наряду с обработкой песчано-глинистых пластов солянофтористоводородная кислота применяется для очистки забоя от остатков глинистого раствора и глины в процессе заканчивания скважины, причем HF в этом случае – наиболее активная составляющая, растворяющая твердые частицы.
Смесь соляной и фтористой кислот применяется также для удаления глинистой корки со стенок скважины, для очистки перфорационных отверстий и фильтра от остатков глинистого раствора. При этом обычно закачиваются малые объемы кислоты (от 0.9 до 4.0 м3). Причем желательно, чтобы некоторое время кислота оставалась на забое и, таким образом, впитывалась в породу. Если не соблюдать этого условия, то большая часть нагнетаемой в пласт кислоты по образующимся трещинам может уйти в пласт и не очистит перфорационных отверстий. Плавиковую кислоту (HF) нецелесообразно применять для обработки песчаников при высоких темпах нагнетания, поскольку, скорость реакции с кварцем и силикатами очень низка и при этих условиях не будет происходить разъедания трещин, а кислота отфильтруется в пласт.
В известняках или известковистых песчаниках применять эту кислоту с целью очистки забоя; как правило, противопоказано. Большие затраты на нее при обработке известняков не оправдываются.
Фтористая кислота при взаимодействии с породой немедленно вступает в реакцию с карбонатами кальция. В результате реакции образуется фторид кальция, а содержание HF в смеси кислот очень быстро убывает и через сравнительно короткое время частицы глины или остатки глинистого
раствора перестают растворяться. При использовании плавиковой кислоты для обработок пластов, сложенных доломитами, имеется опасность резкого снижения проницаемости. Если пластовая вода (или фильтрат бурового раствора) содержит менее 0.1 % растворенного кальция, нагнетание солянофтористой кислоты не вызывает значительного снижения проницаемости. Если же содержание кальция в пластовой воде достигает 0.1 % и более, проницаемость пласта резко снижается. Так как практически все доломиты имеют пластовую воду, содержащую по крайней мере 0.1 % кальция, то применять кислоты с добавкой HF в этих породах не рекомендуется. Солянофтористую кислоту желательно применять для обработки пластов, проницаемость которых уменьшалась за счет разбухания глин в результате контактирования последней с пресной водой (фильтратом) промывочной жидкости или с вторгшейся в пласт пресной или слабоминерализованной водой. Если разбухшая глина, содержащаяся в пласте, хорошо контактирует с кислотой, то загрязнение может быть полностью ликвидировано за счет растворяющего действия глинокислоты.
Другие кислоты, применяемые в промышленности для этой цели, значительно менее эффективны, чем глинокислота. На практике применяется глинокислота различных концентраций в зависимости от химико-минералогического состава обрабатываемых пород и их коллекторских свойств. Рекомендуются следующие удельные объемы расхода кислотных растворов на 1м мощности пласта в зависимости от проницаемости обрабатываемых пород. Технология проведения глинокислотных обработок такая же, как и соляно-кислотных обработок и включает три основных элемента: подготовку скважины под обработку, закачку кислоты в скважину с продавкой ее в пласт, удаление продуктов реакции из пласта.
Подготовка скважины к обработке заключается, главным образом, в очистке забоя от грязи и песчаной пробки, а также поверхности ствола скважины – от глинистой корки и т.д. Для очистки поверхности ствола
скважины от глинистой корки устанавливают на забое кислотную ванну. При высоком содержании карбонатных веществ в глинистой корке для производства кислотной ванны применяют соляную кислоту 10-15%-ной концентрации. Если есть основания предполагать, что на стенках скважины сохранились остатки цемента, в соляную кислоту целесообразно добавлять 1-1,5%-ную HF для ускорения растворения цемента и предупреждения
образования геля кремниевой кислоты. Добавки 1,5-3,0% HF к общему объему кислотной смеси полезны также для более интенсивного растворения глинистой корки с незначительным содержанием карбонатов (менее 2-3%). При содержании карбонатных веществ в обрабатываемой породе (более 3-4%) глинокислотной обработке должен предшествовать этап обработки соляной кислотой с целью предварительной расчистки поровых каналов пласта за счет растворения карбонатного цемента, а также для предупреждения выпадения трудно растворимых фтористых соединений кальция и магния при последующей обработке скважины глинокислотой. Целесообразно производить двухступенчатую обработку карбонатных песчаников путем закачки сначала соляной кислоты, а вслед за ней глинокислоты. Обработка глинокислотой требует интенсивного удаления с забоя и призабойной зоны продуктов химической реакции, без чего этот способ может даже ухудшить проницаемость нефтяных и газовых пластов.
cyberpedia.su
Способ глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины. В способе глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс.м3. Перед проведением глинокислотной обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну. Затем проводят глинокислотную обработку - закачивают глинокислоту, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. После закачки глинокислоты осуществляют технологическую выдержку и освоение скважины. При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при глинокислотной обработке призабойной зоны нагнетательной скважины.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающий закачку в пласт кислотного раствора и органического растворителя, перед закачкой кислотного раствора скважину очищают солянокислотной ванной, а после закачки кислотного раствора закачивают органический растворитель, затем проводят технологическую выдержку скважины, после чего вводят ее в эксплуатацию. В качестве кислотного раствора закачивают глинокислоту - смесь соляной и фтористоводородной кислот, а в качестве органического растворителя используют низшие спирты, гликоли, ацетон или легкие фракции нефтепереработки (патент РФ № 2139425, опубл. 10.10.1999).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ кислотной обработки терригенных коллекторов, включающий предварительную промывку, закачку глинокислоты и последующую промывку, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности обработки за счет более полного извлечения продуктов реакции из пласта предварительную и последующую промывки осуществляют смесью спирта и кислоты при соотношении 1:1, а последующую промывку ведут из пласта в скважину, причем соотношение смеси спирта и кислоты и глинокислоты изменяется от 2:1 до 3:1. Глинокислота состоит из смеси фтористоводородной кислоты 3-10%-ной концентрации и соляной кислоты 10-15%-ной концентрации (патент РФ № 1297540, опубл. 10.05.1999 - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины.
Задача решается тем, что в способе глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающем закачку глинокислоты, технологическую выдержку и освоение скважины, согласно изобретению для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс.м3, перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта, а при объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.
Сущность изобретения
При проведении глинокислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин отмечается весьма низкая успешность обработок. Изменение удельной приемистости нагнетательных скважин в результате обработок в подавляющем большинстве случаев было незначительным или не происходило вообще. Существующие технологии не позволяют решить эту задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны скважины.
Задача решается следующим образом.
В результате анализов успешных и неуспешных глинокислотных обработок скважин был отмечен целый ряд условий, при которых глинокислотная обработка эффективна. Для проведения успешной обработки следует выбирать скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более. Объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не должен превышать 500 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине следует устраивать глинокислотную ванну. При закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины. Как правило, такое давление определяется давлением гидроразрыва пласта или допустимым давлением на эксплуатационную колонну.
При других условиях следует выбирать другие интенсификационные технологии, например гидроразрыв пласта, глубокопроникающую перфорацию, бурение бокового ствола скважины и пр.
Для оценки эффективности обработки призабойной зоны используют параметр «изменение удельной приемистости после обработки». Данный параметр вычисляют сравнением приемистости до и после обработки скважины и приведением к удельному значению - приемистость в м3 за один час при давлении 1 МПа (м3/час*МПа). Критерием эффективности обработки является изменение (увеличение) удельной приемистости на 0,1 м3/час*МПа и более.
В результате обработки 29 скважин, характеристики которых подпадают под описанные выше, были получены положительные результаты обработки. Увеличение удельной приемистости составило 0,1 м3/час*МПа и более. В результате обработки 44 скважин, характеристики которых не подпадают под описанные выше, были получены отрицательные результаты обработки. Увеличение удельной приемистости составило менее 0,1 м3/час*МПа.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 500 мД, пористость 21%, глинистостью 3%, число вскрытых пластов 3, общая перфорационная толщина 8 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 400 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 10 МПа в объеме 1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.
В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,5 м3/час*МПа.
Пример 2. Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 1000 мД, пористость 21%, глинистостью 2,5%, число вскрытых пластов 3, общая перфорационная толщина 8 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 600 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 16 МПа в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.
В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,45 м3/час*МПа.
Пример 3 (контрольный). Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 400 мД, пористость 19%, глинистость 3,5%, число вскрытых пластов 1, общая перфорационная толщина 4 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 400 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 10 МПа в объеме 1,2 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.
В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,03 м3/час*МПа.
Таким образом, определенные параметры выбора скважины для обработки и предложенная технология обработки позволяют добиться увеличения удельной приемистости скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины.
Способ глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку глинокислоты, технологическую выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс. м3, перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта, а при объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс. м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.
findpatent.ru
способ глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины - патент РФ 2425971
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины. В способе глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс.м3. Перед проведением глинокислотной обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну. Затем проводят глинокислотную обработку - закачивают глинокислоту, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. После закачки глинокислоты осуществляют технологическую выдержку и освоение скважины. При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при глинокислотной обработке призабойной зоны нагнетательной скважины.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопродуктивных коллекторов пласта, включающий закачку в пласт кислотного раствора и органического растворителя, перед закачкой кислотного раствора скважину очищают солянокислотной ванной, а после закачки кислотного раствора закачивают органический растворитель, затем проводят технологическую выдержку скважины, после чего вводят ее в эксплуатацию. В качестве кислотного раствора закачивают глинокислоту - смесь соляной и фтористоводородной кислот, а в качестве органического растворителя используют низшие спирты, гликоли, ацетон или легкие фракции нефтепереработки (патент РФ № 2139425, опубл. 10.10.1999).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ кислотной обработки терригенных коллекторов, включающий предварительную промывку, закачку глинокислоты и последующую промывку, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности обработки за счет более полного извлечения продуктов реакции из пласта предварительную и последующую промывки осуществляют смесью спирта и кислоты при соотношении 1:1, а последующую промывку ведут из пласта в скважину, причем соотношение смеси спирта и кислоты и глинокислоты изменяется от 2:1 до 3:1. Глинокислота состоит из смеси фтористоводородной кислоты 3-10%-ной концентрации и соляной кислоты 10-15%-ной концентрации (патент РФ № 1297540, опубл. 10.05.1999 - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины.
Задача решается тем, что в способе глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающем закачку глинокислоты, технологическую выдержку и освоение скважины, согласно изобретению для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс.м 3, перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта, а при объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.
Сущность изобретения
При проведении глинокислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин отмечается весьма низкая успешность обработок. Изменение удельной приемистости нагнетательных скважин в результате обработок в подавляющем большинстве случаев было незначительным или не происходило вообще. Существующие технологии не позволяют решить эту задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны скважины.
Задача решается следующим образом.
В результате анализов успешных и неуспешных глинокислотных обработок скважин был отмечен целый ряд условий, при которых глинокислотная обработка эффективна. Для проведения успешной обработки следует выбирать скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более. Объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не должен превышать 500 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине следует устраивать глинокислотную ванну. При закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. При объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс.м 3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины. Как правило, такое давление определяется давлением гидроразрыва пласта или допустимым давлением на эксплуатационную колонну.
При других условиях следует выбирать другие интенсификационные технологии, например гидроразрыв пласта, глубокопроникающую перфорацию, бурение бокового ствола скважины и пр.
Для оценки эффективности обработки призабойной зоны используют параметр «изменение удельной приемистости после обработки». Данный параметр вычисляют сравнением приемистости до и после обработки скважины и приведением к удельному значению - приемистость в м3 за один час при давлении 1 МПа (м3/час*МПа). Критерием эффективности обработки является изменение (увеличение) удельной приемистости на 0,1 м3/час*МПа и более.
В результате обработки 29 скважин, характеристики которых подпадают под описанные выше, были получены положительные результаты обработки. Увеличение удельной приемистости составило 0,1 м3/час*МПа и более. В результате обработки 44 скважин, характеристики которых не подпадают под описанные выше, были получены отрицательные результаты обработки. Увеличение удельной приемистости составило менее 0,1 м3/час*МПа.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 500 мД, пористость 21%, глинистостью 3%, число вскрытых пластов 3, общая перфорационная толщина 8 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 400 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 10 МПа в объеме 1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.
В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,5 м3/час*МПа.
Пример 2. Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 1000 мД, пористость 21%, глинистостью 2,5%, число вскрытых пластов 3, общая перфорационная толщина 8 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 600 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 16 МПа в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.
В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,45 м3/час*МПа.
Пример 3 (контрольный). Выполняют глинокислотную обработку призабойной зоны нагнетательной скважины со следующими характеристиками: проницаемость вскрытого продуктивного пласта 400 мД, пористость 19%, глинистость 3,5%, число вскрытых пластов 1, общая перфорационная толщина 4 м, объем закачки рабочего агента через скважину с начала разработки 400 тыс.м3. Перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну в течение 24 часов. В призабойную зону скважины закачивают глинокислоту под давлением 10 МПа в объеме 1,2 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов и осваивают скважину.
В результате обработки увеличение удельной приемистости составило 0,03 м3 /час*МПа.
Таким образом, определенные параметры выбора скважины для обработки и предложенная технология обработки позволяют добиться увеличения удельной приемистости скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ глинокислотной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий закачку глинокислоты, технологическую выдержку и освоение скважины, отличающийся тем, что для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью 500-1000 мД, пористостью не менее 20%, глинистостью не более 3%, числом вскрытых пластов или пропластков 2 и более, общей перфорационной толщиной 5 м и более, с объемом закачки рабочего агента через скважину с начала разработки не более 500 тыс. м 3, перед проведением обработки в скважине устраивают глинокислотную ванну, при закачке глинокислоты назначают объем закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта, а при объеме закачки рабочего агента через скважину с начала разработки более 500 тыс. м3 давление закачки глинокислоты увеличивают до максимально возможного по условиям скважины.
www.freepatent.ru
Глинокислотная обработка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Глинокислотная обработка
Cтраница 1
Глинокислотная обработка может дать эффект, и весьма значительный, только в тех случаях, когда в результате ее применения получается сообщение призабойной зоны с более продуктивными зонами пласта. Если же вблизи скважины нет зон, имеющих большую продуктивность, то глинокислотная обработка только укрепит призабойную зону и может дать лишь незначительное увеличение дебита. [1]
Глинокислотная обработка, как отмечалось, производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислотные растворы могут быть использованы для проведения кислотных ванн, простых, массированных и направленных обработок пласта. Состав раствора выбирается после лабораторных опытов с образцами пород месторождения, на котором целесообразно проводить глинокислотную обработку. При этом исследуется и возможность двухрастворной - солянокислотной и глинокислотной обработки пласта. [2]
Глинокислотная обработка производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислотные растворы могут быть использованы для проведения кислотных ванн, простых, массированных и направленных обработок пласта. Состав раствора выбирается после лабораторных опытов с образцами пород данного месторождения. При этом исследуется и возможность двухрастворной - солянокислотной и глинокислотной - обработки пласта. [3]
Глинокислотная обработка ( ГКО) наиболее эффективна в коллекторах, состоящих из песчаника с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. [4]
Глинокислотная обработка производится в терригенных ( песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. [5]
Глинокислотные обработки пласта производят по различным технологическим схемам ( ванны: простые, массированные и направленные) после предварительных исследований с целью определения возможности использования глинокислоты или отдельно соляной и плавиковой кислот. После этого разрабатывают технологию обработки пласта глинокислотой. [6]
Солянокислотные и глинокислотные обработки необходимо проводить с предварительной установкой солянокислотных ванн и последующей промывкой зумпфа. [7]
Глинокислотную обработку, т.е. обработку смесью соляной и фтористой кислот, применяют в породах с полимикто-вым цементом для воздействия на его глинистые фракции. [9]
После глинокислотной обработки образование глинистых пробок в скважине прекратилось, освоение ее прошло без осложнений в течение 1 5 ч методом продувки. [10]
Эффективность глинокислотных обработок на различных видах скважин неодинакова. [11]
Эффективность глинокислотных обработок в терригенных коллекторах зависит от вещественного состава песчаников и особенно от полимиктового цемента, что доказывается исследованиями на кернах с различным содержанием фракции цемента. [13]
Эффективность глинокислотных обработок зависит не только от фракционного состава полимиктового це
www.ngpedia.ru
МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ДИЗАЙНА ГЛИНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН | Баталов
Интенсификация добычи трудноизвлекаемых нефти и газа из карбонатных коллекторов / В. Е. Андреев, Г. С. Дубинский, К. М. Федоров, А. В. Андреев // Stredoevropsky Vestnik pro Vedu a Vyzkum. 2015. Т. 54. С. 37.
Дубинский Г. С., Давлетов Р. Ш. О необходимости планирования дополнительных мероприятий при освоении скважин из бурения // Stredoevropsky Vestnik pro Vedu a Vyzkum. 2015. Т. 75. С. 80.
Канзафаров Ф. Я., Андреев В. Е., Дубинский Г. С. Планирование методов интенсификации притока нефти и увеличения нефтеотдачи с учетом свойств системы пласт-флюиды // Stredoevropsky Vestnik pro Vedu a Vyzkum. 2015. Т. 54. С. 40.
Способ обработки карбонатных и карбонатсодержащих пластов (варианты): пат. на изобр. РФ, Е21В 43/22 / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, О. А. Пташко, Г. С. Дубинский, Р. Ф. Ганиев, Л. Е. Украинский, Р. Р. Хузин, О. В. Каптелинин, А. В. Андреев, М. Ю. Котенев, № 2425209; опубл. 24.02.2009.
Совершенствование солянокислотного воздействия на карбонатные коллекторы и прогнозирование его результатов / Ю. А. Котенев, А. П. Чижов, К. М. Федоров, А. В. Андреев, Р. Р. Хузин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2009. № 2. С. 5-9. URL: http://ntj-oil.ru/article/view/4407
Мухаметшин В. В. Прогноз эффективности СКО в терригенных коллекторах месторождений Когалымского региона // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2011: сб. науч. тр. междунар. науч.-техн. конф. в 2-х т.(Октябрьский, 2 дек. 2011 г). Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. Т. 1. С. 141-143.
Мухаметшин В. В. Экспресс-метод обоснования повышения успешности проведения соляно-кислотных обработок (СКО) // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2011: сб. науч. тр. междунар. науч.-техн. конф. в 2-х т. (Октябрьский, 2 дек. 2011 г.). Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. Т. 1. С. 144-149.
Дубинский Г.С. Прогноз эффективности мероприятий при освоении скважин после бурения // Stredoevropsky Vestnik pro Vedu a Vyzkum. 2015. Т. 75. С. 29
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2003. 816 с.
Ахметов Р. Т., Мухаметшин В. Ш., Андреев В. Е. Фильтрационно-емкостные свойства и структура пустотного пространства продуктивных пластов. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. Ч.1. 94 с.
Котенев Ю.А., Андреев В.Е., Чижов А.П. Геология и разработка нефтяных месторождений при заводнении: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. 188 с.
Анализ некоторых факторов, влияющих на качество вторичного вскрытия продуктивных пластов // Р. Р. Ганиев, В. Г. Султанов, Г. С. Дубинский, Г. А. Шамаев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1998. № 11. С. 34-36.
Андреев В. Е., Дубинский Г. С. Метотехнологический подход как научная методология решения проблем в нефтегазодобыче // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения): сб. науч. тр. Уфа: Монография, 2012. Вып. 1(16). С. 36-44.
Алгоритм геолого-технологического обоснования применения адресных технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти / Г. С. Дубинский, В. Е. Андреев, А. Ш. Мияссаров, Р. Р. Хузин, Н. И. Хузин // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. Уфа: Монография, 2013. Вып. 2(7). С.253-262.
Дубинский Г.С. О планировании технологий стимуляции скважин и ограничения водопритока // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. Уфа: Монография, 2015. Вып. 4(9). С. 138-146.
Реализация комплексной программы кислотных обработок добывающих скважин одного из месторождений Западной Сибири / Т. М. Мухаметзянов, А. Г. Колягин, Д. А. Сегида, К. М. Федоров // Нефтяное хозяйство. 2010. № 4. С. 24-27.
Селюков Н. А., Федоров К. М. Обратимые реакции кислот с глинистыми минералами при обработках призабойных зон скважин // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2009. № 6. С. 45-52.
Выбор технологий увеличения дебита нефти и ограничения водопритока в терригенных отложениях залежей Южно-Татарского свода / Р. Р. Хузин, А. Ш. Мияссаров, Н. И. Хузин, В. Е. Андреев, Г. С. Дубинский, Ю. А. Котенев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 2(84). С. 5-14. URL: http://ntj-oil.ru/article/view/2275
Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности / Р. Ф. Ганиев, Л. Е. Украинский, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев. СПб.: Недра, 2008. 214 с.
Моделирование кислотного воздействия на карбонатные коллекторы с использованием композиционных составов, регулирующих профили отдачи и приемистости скважин / В. Е. Андреев, Г. С. Дубинский, К. М. Федоров, А. В. Андреев // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. Уфа, 2014. С. 216-223.
Моделирование процесса кислотной обработки карбонатных пластов с учетом эффекта образования каналов-червоточин / Т. А. Кремлева, А. С. Смирнов, К. М. Федоров // Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа. 2011. № 5. С. 76-84.
Федоров К. М., Шевелев А. П., Смирнов А. С. Математическое моделирование кислотной обработки карбонатных горных пород // Вестник ТГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2008. № 6. С. 85-89.
Смирнов А. С., Федоров К. М., Шевелев А. П. О моделировании кислотного воздействия на карбонатный пласт // Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа. 2010. № 5. С. 114-122.
Li Y.-H., Fambrough J. D., Montgomery C. T. Mathematical modeling of secondary precipitation from sandstone acidizing // SPE Journal. December. 1998. P. 393-401.
Ибрагимов Г. З., Сорокин В. А. Химические реагенты для добычи нефти: справочник рабочего. М.: Недра, 1986. 240 с.
Кадочникова Л. М. Нестационарная фильтрация в призабойной зоне скважин при наличии неоднородностей в пласте: автореф. дис. Тюмень, 1999. 18 с.
Исследование коллекторских, физико-химических и петрофизических свойств коллекторов региона при их взаимодействии с химическими реагентами / А. В. Овсюков, С. А. Блинов, Н. М. Чупров и др. // Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 гг. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. С. 412.
Дизайн и реализация технологии воздействия на карбонатный коллектор с использованием «замедлителя» кислоты / В. Е. Андреев, Г. С. Дубинский, К. М. Фёдоров, А. В. Андреев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 2 (96). С. 5-14. URL: http://ntj-oil.ru/article/view/2030
Моделирование технологии интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах с использованием композиционных составов регулирующего действия / В. Е. Андреев, К. М. Федоров, Г.С. Дубинский, А. В. Андреев // Наука и образование в XXI веке: сб. науч. тр. по материалам междунар. науч.-практ. конф. (30 сент. 2013 г.). Тамбов, 2013. Ч. 12. С.20-21.
Моделирование кислотного воздействия на карбонатные коллекторы с использованием композиционных составов, регулирующих профили отдачи и приемистости скважин / В. Е. Андреев, Г. С. Дубинский, К. М. Федоров, А. В. Андреев // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. Уфа: Монография, 2014. С. 216-223.
Андреев В. Е., Дубинский Г. С., Андреев А. В. Разработка технологий интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов с использованием композиционных составов регулирующего действия // Наука и образование в XXI веке: сб. науч. тр. по материалам Междунар. науч.-практ. конф. (30 сент. 2013 г.). Тамбов, 2013. Ч. 12. С.18-20.
Андреев В. Е., Дубинский Г. С., Андреев А. В. Увеличение эффективности методов интенсификации добычи нефти применением композиционных составов регулирующего действия // Инновационные технологии в нефтегазовом комплексе: сб. материалов междунар. науч.-практ. конф. Уфа. 2014. С. 8-10.
Андреев В. Е., Дубинский Г. С. Опытно-промысловые работы по регулированию профиля отдачи скважин месторождения Кожасай с использованием композиционного состава // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2014. Т. 19, № 2. С. 79-84.
Андреев В. Е., Дубинский Г. С. Обработка композиционным составом карбонатных коллекторов для выравнивания профиля отдачи и приемистости скважин // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. Уфа: Монография, 2014. Вып. 3(8). С.131-135.
ngdelo.ru
Кислотные обработки призабойной зоны пласта. Цель и механизм ведения процесса. — Студопедия
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.
studopedia.ru
Глинокислотная обработка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4
Глинокислотная обработка
Cтраница 4
Выше указывалось, что влияние литологических фракций по-лимиктового цемента на эффективность глинокислотных обработок изучено очень слабо. В результате этого на многих скважинах эффекта от обработок не получено. Поэтому изучение влияния фракций полимиктового цемента на эффективность глинокислотных обработок терригенных пород представляет не только теоретический интерес, но и диктуется требованиями практики. [46]
Приемистость нагнетательных скважин восстанавливают путем проведения следующих мероприятий: гидроразрывов, глинокислотных обработок, гидропескоструйных перфораций и периодических продавок водой под высоким давлением. Наибольший эффект был получен от периодических продавок, за счет которых среднесуточный прирост приемистости достигал 70 м3 и более. Работа скважин на повышенной приемистости колеблется от нескольких дней до месяца. Следовательно, из всех мероприятий, способствующих повышению приемистости нагнетательных скважин, могут быть рекомендованы в настоящее время пока что только периодические продавки. [47]
На месторождениях Краснодарского края ( Анастасиевско-Тро - ицкое) для повышения эффективности глинокислотных обработок применяют газолино-кислотные и газолино-глинокислотные растворы, которые хорошо отмывают асфальтосмолистые и другие вещества с поверхности пород, слагающих продуктивные пласты. Для этого в призабойную зону закачивают одновременно или поочередно растворитель с глинокислотой. В качестве растворителя используют природный углеводородный газоконденсат. [48]
Если пласт представлен песчано-глинистыми породами, то для обработки призабойной зоны применяют глинокислотную обработку. [49]
При содержании карбонатных веществ в обрабатываемой породе более 3 - 4 % глинокислотной обработке должен предшествовать этап обработки соляной кислотой с целью предварительной расчистки поровых каналов пласта в результате растворения карбонатного цемента, а также для предупреждения выпадения труднорастворимых фтористых соединений кальция и магния при последующей обработке скважины глинокислотой. [50]
Основные методы: 1 -соляпокислотная обработка; 2 - термокислотное воздействие; 3 - глинокислотная обработка; 4 - обработка ПЗП пенами; 5 - закачка поверхностно-активных веществ; 6 - закачка влагопо-глотителей; 7 - использование растворителей. [51]
Результаты изложенных выше исследований позволили более объективно подойти к вопросу разработки технологических схем глинокислотных обработок полимиктовых продуктивных пластов. По степени охвата обработкой определенных участков пласта технологические схемы глинокислотных обработок можно подразделить на четыре вида: 1) кислотная ванна забоя скважины; 2) обработка непосредственно ПЗП; 3) обработка удаленных участков пласта; 4) многократная обработка скважин. [52]
Из приведенных данных видно, что состав и последовательность закачки кислотных растворов при глинокислотных обработках зависят от степени карбонатности пород. Чем больше карбонатность, тем в меньших количествах следует применять плавиковую кислоту. [53]
Так, на примере месторождений Татарии и Западной Сибири был проведен сравнительный анализ эффективности глинокислотной обработки ( ГКО) призабойных зон. [54]
Для обработки терригенных коллекторов с незначительной, менее 0 5 %, I карбонатностью применяют глинокислотные обработки. Основные компо-ненты глинокислотного раствора - фтористоводородная ( HF) и соляная кислоты. Реакция с зернистым кварцем протекает медленно и не оказывает существенного влияния на изменение фильтрационных характеристик ПЗП. Соляная кислота предотвращает образование запечатывающего пласт геля. [55]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА (ПЗП) — Студопедия
Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.
По роду проводимых операций все методы интенсификации нефтеотдачи пластов (МУН – метод увеличения нефтеотдачи пласта) можно классифицировать следующим образом:
1. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Наиболее распространёнными способами химического воздействия являются солянокислотные обработки пластов и обработки пластов смесью соляной и плавиковой кислот. Все они основаны на химических реакциях взаимодействия породы с химическими веществами, в результате которой часть породы растворяется увеличивая размеры поровых каналов и трещин.
2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Основаны на промывках призабойной зоны пласта (ПЗП) водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) и других добавок, с помощью которых из пор, поровых каналов и трещин удаляют остаточную воду и мелкодисперсные твёрдые частицы.
3. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ. Заключаются в удалении со стенок поровых каналов осевший парафин и смолы. С помощью тепла так же интенсифицируются химические методы воздействия на пласт.
4. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Позволяют создать в продуктивных пластах новые каналы и расширить уже существующие. На месторождениях ОАО»ЮНГ» они основаны на применении гидравлического разрыва пласта ГРП.
ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА (ПЗП)
За последние годы разнообразие кислот используемых для обработки призабойной зоны пласта увеличилось. Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения.
В настоящее время применяют кислоты:
· сульфаминовую,
· углекислую
· серную.
Существуют следующие виды кислотных обработок (технологий), как:
1. Соляно-кислотная обработка:
- кислотные ванны;
- простые кислотные обработки;
- кислотные обработки под давлением;
- глубокая кислотная обработка;
- пенокислотная обработка;
- кислотная обработка пластов с низкой температурой;
2. Глинокислотная обработка.
Кислотную обработку применяют как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.
В первых — для увеличения дебита, во вторых — приемистости скважин.
Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта.
studopedia.ru
