Физико-Химические методы увеличения нефтеотдачи пласта

Благоприятными условиями для  накопления и сохранения нефти и  газа в горных породах являются наличие  пустот в породе, которые могут  занимать нефть и газ, и залегание  пород в виде геологических структур, препятствующих рассеиванию нефти  и газа.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Наибольшая проницаемость  по плату АВ _4-5 наименьшая по пласту АВ _1-3.

Содержание в пустотах горных пород  нефти, газа и воды называют насыщенностью. Коэффициент нефтенасыщенности - это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью. Наибольшая нефтенасыщенность по пласту АВ ₁ составляет 0,64.

Горизонт AB₁ отличается от других горизонтов продуктивной толщи Самотлорского месторождения сложным взаимоотношением песчаников, алевролитов и глин и разделяется на два пласта: верхний AB₁и нижний AB₁

Верхний пласт разделяется на глинистую  и песчаную части, а в нижней части  выделяются монолитные песчаники, тонкое чередование песчано-глинистых пород  и глинистые песчаники.

Горизонт АВ_2-3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев.

Горизонт АВ_4-5 отличается сравнительно однородным строением. В этом горизонте преобладает песчаный тип разреза (монолиты), на долю которых приходится около 95%.

Горизонт БВ₃ является основным объектом разработки на большей части месторождений Нижневартовского свода, в том числе на Самотлорском месторождении.

Пласт ЮB₁ Самотлорского месторождения представлено алевролитами и песчаниками.

В целом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов Самотлорского месторождения можно сделать выводы:

Существенное различие коллекторских свойств изученных горизонтов обусловлено литологическими особенностями пород этих объектов.

На нефтенасыщенность пород в стабилизированных зонах залежи основное влияние оказывают литолого-коллекторскне свойства, а в недонасыщенных - значительное влияние приобретает расстояние исследуемого прослоя от ВНК.

 

 

2.4 Свойства нефти, газа  и воды в пластовых условиях

Таблица 2.4.1

Свойства нефти, газа и воды в  пластовых условиях

Пласт	Рпл, МПа	Рнас, МПа	Г,м3/м3	G,м3/м3	mв, Мпа х с	rн, кг/м3	Мн, Мпа х с	rг, кг/м3	Мг, Мпа х с х 103
АВ11-2	15,6	9,7	60	68,8	1,14	812	1,3	1,239	1,012
AВ13	16,7	11,3	60	90,9	1,254	700	1,61	1,239	1.012
АВ2-3	16,2	10,8	61	79,8	1,234	755	1Д5	1,27	1,016
АВ4-5	17,1	13,4	60	72,9	1,208	779	2,39	1,275	1,016
АВ6-7	17,2	8,4	70	71,6	1,14	813	1,28	-	-
БB1	18,8	11,9	71	99,7	1,276	746	1,28	1,108	1,017
БВ80	19,6	10,5	70	95,5	1,27	745	1,09	-	-
БВ81-2	19,1	10,8	71	97,4	1,267	730	1,21	-	-
БВ83	20,5	10.5	72	98,9	1,284	736	1,13	1,5	1,016
ЮВ1	22,4	11,2	84	93,7	1,206	775	0,93	1,007	1,023

Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного  пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием  пластовых давлений и температур. Из таблицы 2.4 видно, что максимальное пластовое давление характерно по пласту ЮВ₁.

Количество растворенного в  нефти газа характеризуют газосодержанием нефти. Наибольшее газосодержание, в пласте БB1 и наименьшее в пласте АВ₁^1-2.

Одним из основных показателей товарного  качества нефти является плотность  нефти. Нефть Самотлорского месторождения имеет плотность до 880 кг/м³ и относится к легкой нефти.

Важнейшей характеристикой жидкостей  и газов, показывающих их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является динамическая вязкость m. Вязкость нефти Самотлоркого месторождения больше 1.

 

 

3 Технико – Технологический раздел

 

3.1 Назначение и условия  проведения кислотных обработок

 

Назначение соляной кислоты  НСl - растворение карбонатных пород, карбонатных породообразующих минералов, а также привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Уравнения химической реакции соляной  кислоты с карбонатными породами следующие:

с известняками:

СаСОз + 2НС1=СаСl2+H20+C02

с доломитами:

CaMg (Соз)2 + 4НС1 =CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2.

Полученные в результате реакции  хлористый кальций СаСl2 и хлористый  магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются из ПЗП вместе с продукцией скважины; в пласте образуются новые пустоты и каналы.

Обычно применяют соляную кислоту 8-15%-й концентрации. Применение большей  концентрации не рекомендуется из-за сильной коррозии и возможности  растворения гипса с последующим  закупориванием пласта.

Ниже приводятся геологические  условия. Концентрация соляной кислоты  при солянокислотных обработках:

8-10% -для песчаников с карбонатным  цементом;

10-12%-для карбонатной породы высокой  проницаемости при низком пластовом  давлении;

12-15%-для карбонатной породы низкой  проницаемости при высоком пластовом  давлении.

Глинокислоту нельзя применять для воздействия на карбонатные породы и песчаники с большим количеством карбонатного цемента, так как при этом образуется слизистый осадок фтористого кальция, закупоривающий поры пород.

Уравнение химической реакции плавиковой кислоты с карбонатом кальция  следующее:

CaC03 + 2HF=¯CaF2+CO2+H2O

Уксусная кислота СНзСООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Это обеспечивает более глубокое внедрение в поры породы еще активного раствора соляной кислоты. Уксусная кислота также предотвращает выпадение в осадок гидрата оксида железа Fe(OH)3, растворяет карбонатную породу, хотя и в меньшей степени (в 1,64 раза), чем соляная кислота. Учитывая это, а также высокую стоимость, основное назначение уксусной кислоты сводится к стабилизации раствора соляной кислоты от выпадения железистых осадков и замедлению скорости реакции кислоты с породой.

Концентрированная серная кислота  предназначается для воздействия  на песчаники. При этом снижается  вязкость нефти за счет теплоты, выделяющейся в процессе смешения серной кислоты  с водой, и увеличивается производительность скважины. При смешении серной кислоты  с нефтью образуется ПАВ, что также  способствует улучшению притока  нефти из пласта в скважину.

Серную кислоту не рекомендуется  применять для воздействия на карбонатные породы, так как при  их взаимодействии образуется нерастворимый  в воде сульфат кальция CaSO4. Уравнение  химической реакции серной кислоты  с карбонатной породой следующее:

CaCO3 + H2SO4=¯CaSO4+H2O+CO2

При температуре пласта ниже 70° С сульфат кальция выпадает в осадок в виде гипса CaSO4-2H2O.

Концентрированная (98%) серная кислота  не реагирует с металлом, но разбавление  ее водой приводит к увеличению коррозии.

Угольную кислоту Н2СОз применяют  для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а  также асфальто-смолистые осадки.

 

3.2 Типы применяемых ингибиторов  и их свойства

Ингибиторы — вещества, замедляющие  скорость коррозии металлов. Поэтому  ингибирование растворов кислот является необходимой операцией  при любой кислотной обработке  и предназначается для защиты от преждевременного коррозионного  износа подземного и наземного оборудования скважин: эксплуатационных колонн, НКТ, фильтров скважин, емкостей хранения и  передвижных емкостей, насосных агрегатов, линий обвязки. Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования:

1. Снижение скорости коррозии  металла в 25 раз и более при  малых концентрациях и невысокой  стоимости;

2. Хорошая растворимость в используемых  кислотах;

3. Возможность выпадения в осадок  после взаимодействия кислоты  с карбонатами (нейтрализации);

4. Невозможность образования осадков  с продуктами реакции кислоты.

На промыслах применяется целый  ряд ингибиторов, различающихся  защитными свойствами. Если защитные свойства того или иного ингибитора недостаточны, то используют комбинацию ингибиторов.

Формалин — водный раствор, содержащий 37% формальдегида прозрачная жидкость плотностью 1106 кг/м³ с резким запахом, со временем мутнеет вследствие выпадения белого осадка параформальдегида, особенно при отрицательной температуре. Поэтому для его хранения нужно отапливаемое помещение. Из-за небольшого защитного свойства применение формалина при СКО не рекомендуется.

Уникол ПБ-5 — липкая темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м³. Полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильно минерализованной. Поэтому в порах пласта после завершения реакции кислоты с породой выпадают очень объемистые осадки липкой органической массы. Это отрицательно влияет на проницаемость пород и снижает эффективность СКО. Поэтому рекомендуется применение уникода ПБ-5 при дозировке 0,05—0,1%. При этом коррозия снижается в 15—22 раза.

Катапин-А — ионогенное катионоактивное ПАВ — один из лучших ингибиторов. При температуре до 80° С и продолжительном воздействии на металл дозировка катапина-А может быть увеличена до 0,2%. При температуре выше 80° С катапин-А малоэффективен.

Катапии-К отличается от катапина-А только уменьшенным количеством углерода. Защитные свойства несколько хуже, чем катапина-А.

Катамин-А — также катионоактивное ПАВ, его защитные свойства хуже, чем катапина-А и катапина-К.

Уротропин технический — продукт взаимодействия аммиака с формальдегидом, бесцветные кристаллы, растворяется в воде, органических растворителях. Защитные свойства такие же, как у формалина. Поэтому оба реагента — и формалин, и уротропин — могут служить резервными на случай отсутствия высокоактивных реагентов.

Реагент И-1-А — побочный продукт процесса синтезирования и представляет собой смесь нескольких веществ.

Реагент УФЭв — неионогенное ПАВ, обладает определенными защитными свойствами. При дозировке УФЭв 0,1—0,3% кратность снижения коррозии составляет всего 11 —14. Поэтому самостоятельно может применяться только при отсутствии более активных ингибиторов.

По согласованию с потребителем кислота может поставляться заводами-изготовителями с введенным в нее ингибитором.

 

 

 

 

3.3 Виды кислотных обработок

 

На промыслах применяют следующие  кислотные обработки:

1. Кислотные ванны;

2. Простые кислотные обработки;

3. Кислотные обработки под давлением;

4. Термокислотные и термогазохимические обработки;

5. Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;

6. Гидроимпульсные кислотные обработки;

7. Кислотоструйные обработки;

8. Обработки глинокислотой;

9. Углекислотные обработки;

10. Обработки сульфаминовой кислотой  и др.

Кислотные ванны — наиболее простые  кислотные обработки и предназначены  для очистки стенок скважины и  забоя от остатков цементной и  глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т. д. Такая очистка способствует увеличению зоны охвата пород раствором кислоты  и предупреждает образование  отложений в порах пород при  последующих обработках.

Кислотные ванны в основном устанавливают  в скважинах, в которых продуктивный пласт не закреплен обсадной колонной, т. е. в скважинах с открытым стволом. Рекомендуемая концентрация соляной  кислоты составляет 15—20%. Если кислотные  ванны устанавливают в обсаженных скважинах, то концентрация кислоты  не должна превышать 12%. Объем раствора для установки кислотной ванны  определяют исходя из полного перекрытия обрабатываемого интервала от подошвы  до кровли.

Перед кислотной ванной необходимо очистить стенки скважины и забой. Хотя кислотная ванна предназначена  для очистки стенок скважины, но специальная предварительная очистка  способствует максимальному удалению цементной корки. Все это предупреждает  образование осадков и сохраняет  активность кислоты.

Цементная корка снимается проработкой  открытого ствола в интервале  обработки с помощью расширителя, механического или гидромониторного скребка. Если стенки скважины не требуют  очистки, то забойная пробка удаляется  обычной промывкой. При подготовке скважины определяют также статический  уровень и величины пластового давления.

Необходимое условие установления кислотной ванны — присутствие  раствора кислоты в интервале  обработки, для чего разработаны  определенные технологические приемы закачивания и продавливания  раствора кислоты в скважину.

В скважинах, находящихся в освоении после бурения (ствол скважины после  предварительной очистки заполнен водой или нефтью при слабом притоке ее из пласта), технологический процесс осуществляется следующим образом (рис. 3.1).

Насосно-компрессорные трубы спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства (рис. 3.1 а)

Рисунок 3.1 - Технологические схема (а — г) установления кислотной  ванны:

1 — вода;

2 — кислота;

3 — продавочная жидкость.

При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора кислоты рис. 3.1, б), а затем без остановки — продавочную жидкость — воду (рис. 3.1, в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ (рис.3.1, г), закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 16—24 ч (точный срок устанавливают для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое). По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

В нефтяных добывающих скважинах, находящихся  в эксплуатации, для обратной промывки в затрубное пространство закачивают нефть. Жидкость, из НКТ принимается в емкость и замеряется. Объем этой жидкости сравнивается с объемом продавочной жидкости, использованной во время установления ванны. Количество выдавленного из скважины отработанного раствора кислоты сравнивают с количеством закачанного в скважину раствора кислоты.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкости используют воду.