Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных обработок

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

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

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

Введение  спирта или ацетона позволяет  снизить межфазное натяжение  на границе с нефтью, улучшить проникающую  способность состава в пласт, эффективно удалить влагу из пор пласта и замедлить скорость реакции с горной породой. К недостаткам таких кислотных растворов относятся их высокая пожаро- и взрывоопасность, токсичность, а так же высокая коррозионная активность с отсутствием комплексирующей способности в отношении ионов Fe³⁺. Альтернативным решением в этом плане является разработка таких кислотных составов, которые содержали бы поверхностно-активный компонент с высокими ингибирующими и железокомплексирующими свойствами. Работы в этом направлении проводятся в ИБОНХ АН Украины и ПермНИПИнефти. Одной из причин низкой эффективности повторных кислот и глинокислотных обработок ПЗП является проникновение низковязких кислотных растворов в одни и те же высокопроницаемые интервалы пласта с прорывом кислот вплоть до нагнетательных скважин. При этом в разработку не подключаются перфорированные толщины пласта, которые закольматированы в процессе вскрытия и эксплуатации скважин. Для устранения этого недостатка широко практикуют предварительное нагнетание в скважины вязких изолирующих материалов до начала роста давления закачки с целью перекрытия дренированных зон и перераспределения потоков кислоты в менее проницаемые нефтегазонасыщенные интервалы. Такие технологии отличаются, как правило, используемым блокирующим материалом. Согласно теоретическим расчетам А.И.Комисарова наилучшим материалом в качестве изолирующей жидкости будет состав с псевдопластичными свойствами. После создания депрессии на пласт он будет полностью извлекаться из низкопроницаемых фильтрационных каналов и частично из высокопроницаемых, что увеличит успешность кислотной обработки скважин. Практическое осуществление такого процесса в нашей стране предложено в начале 70-х гг. путем попеременной закачки порций 3…5%-х растворов КМЦ или загущенных хлористым натрием до 500…700 мПа.с растворов лигносульфонатов технических. С этой целью на месторождениях Украины применяли 3%-й водный раствор полиакриламида, который нагнетали при давлении до 18 Мпа, а затем кислотный раствор при давлении до 20 Мпа. На месторождении Средней Азии проводили попеременную закачку порций высоковязкой нефти и раствора HCl. В результате таких обработок резко снижается обводненность продукции скважин (с 50 до 10%) и в 3…4 раза возрастает дебит скважин. Чередование «пробок» из растворов 1,5%-го ПАА и растворов HCl на месторождениях Ставрополя свидетельствовало о том, что при обводненности скважин менее 80% успешность таких операций составляет 50%, а при обводненности более 80% - 14 %. Очевидно, что при высокой обводненности скважин нужны более эффективные изолирующие материалы или многократное попеременное чередование закачки изолирующего или обрабатывающего состава. Аналогичные обработки применяли для выравнивания фронта нагнетания в добывающих скважинах. Так, на месторождении Башкирии использовали 2,5…3%-е растворы ПАА и КМЦ с вязкостью 300…6000 мПа«с и глинокислотный состав. При этом увеличение приемистости скважин и охвата пласта заводнением составило примерно 11%, а также проявился эффект по первому ряду добывающих скважин. Из патентной литературы известно применение в качестве изолирующих материалов при кислотных обработках веществ, образующих на стенках фильтрационных каналов нерастворимые в соляной кислоте соединения (H₂SO₄, жидкое стекло, Fe(OH)₃ и др.), таких, как 5…20%-й раствор гипана, кремнийорганические соединения, с последующей закачкой глинокислотного раствора и ряд других. На месторождениях США, кроме пен, гелей и эмульсий, в качестве временных блокираторов высокопроницаемых зон успешно используют также суспензии песка и поваренной соли фракции 0,149 мм, нафталина, параформальдегида, сульфаминовой кислоты, парафина и др. Наиболее эффективным временно изолирующим материалом при КО трещиноватых карбонатных коллекторов являются обратные эмульсии, свойства и технология применения которых хорошо освещены в работе. В общем виде согласно  простые КО эффективны в первоначальный период эксплуатации скважин при обводненности добываемой продукции менее 18%. При возрастающей обводненности скважин с 20 до 70% их эффективность снижается до 40%. А при наличии в продукции скважин более 80% воды они практически неэффективны. Успешность же направленных кислотных обработок (НКО) при обводненности более 50% составляет 71,2 против 33% для простых КО с одновременным снижением обводненности продукции в 75% объектов. Увеличение обводненности скважин более 80% снижает успешность НКО до 26…29%. Очевидно, в этом случае, кроме возрастающей расчлененности пластов, отрицательную роль играет интенсификация отложения АСПО в нефтепроводящих каналах. При этом при применении НКО предпочтительна закачка за блокирующим материалом поверхностно-активного углеводородсодержащего инертного или кислотного состава для преимущественного и облегченного внедрения в нефтенасыщенные толщины. Предупреждению прорыва воды по цементному кольцу способствовало бы применение изолирующего материала с эффективными гидрофобизирующими свойствами по отношению к цементу. С этой целью может быть рекомендована закачка за высоковязким тампонирующим составом низковязких углеводородных мицеллярных растворов мыл органических кислот. Кроме эффективного растворения и диспергирования АСПО, ингибирования металлического оборудования, гидрофобизации цементного камня и горной породы, эти составы отличают плавный рост вязкости при смешивании с минерализованной пластовой водой и резкая потеря ее в контакте с кислотными растворами. Это существенно облегчает поступление следующих порций кислотного состава в нефтенасыщенные фильтрационные каналы ПЗП, расширяя профиль притока пластовых флюидов в скважину. Наилучшим блокирующим изолирующим материалом при НКО высокообводненных скважин является водорастворимый состав, фильтрующийся преимущественно в водонасыщенные каналы, но который в пластовых условиях при контакте с минерализованной водой или растворами кислот модифицируется в углеводородорастворимый при резком росте его вязкости. Авторами предложены низковязкие прямые эмульсии на основе омыленных органических кислот, обращающиеся под воздействием звуковых колебаний и контакта с электролитами в водонерастворимые обратные эмульсии с высокими тампонирующими свойствами.

            Одним из эффективных  методов кислотного воздействия  на гидрофобизированные терригенные  коллекторы является предварительная  закачка в ПЗП углеводородных растворителей. Она позволяет десорбировать  значительную часть АСПО с поверхности поровых каналов, удалять пленки нефти; способствует разрушению нефтекислотных эмульсий и повышает объем растворяемой горной породы в этой зоне, что способствует более эффективной ее очистке и улучшению сообщаемости со стволом скважина. В качестве растворителей применяют доступные низковязкие углеводороды. Технология, объединяющая эффект закачки углеводородных растворителей в ПЗП, тампонирующего материала и кислотного раствора, описана в работе. При этом в ПЗП закачивали углеводородный растворитель (ЛПС с АНП-2) с выдержкой 6…10 ч, кислотную пену на основе 15%-го раствора HCl, глинокислоту и затем осуществляли продавку ее 0,5%-м раствором ПАВ. Менее трудоемким и эффективным способом КО добывающих скважин, эксплуатирующих терригенные асфальтированные коллекторы, является предварительная или с первой порцией кислотного раствора закачка в ПЗП низковязких углеводородных растворов ПАВ-эмульгаторов обратных эмульсий (ЭС-2, нефтехим) с целью очистки ПЗП от АСПО и образования в обводненных интервалах пласта временно стойких обратных эмульсий. Метод нашел широкое применение на месторождениях Удмуртии.

За рубежом  на таких коллекторах практикуют КО по методу L₀–SL₀. Для этого скважину промывают ксилолом, закачивают 10%-й раствор HCl, содержащий 1,5% HF, который продавливается водой или 3%-м раствором хлористого аммония.

Фирмой  Petrolite разработан новый мицеллярный растворитель. Это – жидкая смесь ПАВ, ароматических углеводородов и спирта. Он усиливает эффект кислотных обработок благодаря высокой диспергирующей и растворяющей способности в отношении АСПО, улучшает проникающую способность состава при объемных добавках 0,2…5,0%.

Наиболее  широкое применение в нефтепромысловой практике США находит этиленгликольмонобутиловый эфир (ЭГМБЭ) или бутилцеллозольв, который смешивается как с кислотой, так и с углеводородами, предотвращает образования стойких эмульсий, растворяет АСПО и способствует эффективному выносу продуктов реакции из ПЗП. Технология обработки заключается в предварительной закачке 15%-го раствора HCl, нагнетании глинокислотного раствора и дизельного топлива с объемным содержанием ЭГМБЭ 10% и более. При этом имеет место 5 – 6-кратное увеличение продуктивности добывающих скважин с ростом успешности обработок в 2…3 раза. Для более глубокого проникновения кислотных составов в пласт и повышения охвата воздействием, особенно на высокотемпературных объектах, в зарубежной практике используют 3…28%-е растворы HCl или глинокислоты в объеме нескольких кубических метров до 140 м³, загущенные биополимерами, гуаровой смолой, поливиниловым спиртом, гидроксиэтилцеллюлозой, поливинилпирролидоном или катионными ПАВ.

В отечественных  технологических решениях с этой уелью применяют высококонцентрированные  кислотные и глинокислотные растворы неионогенных ПАВ, составы на основе КМЦ, ОЭЦ, полигликолей и др.

Успешно применяется добавка в кислотные  смеси различных антифильтратов для снижения потерь кислоты в  паровой чсати пласта при обработке  неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Например, применяют смесь  двух смол, растворимых в нефти, но стойких в кислтных растворах. Одна из смол хрупкая и имеет размер зерен до 300 мкм, а вторая – мягкая – до 30 мкм. Из хрупких смол используют полистиролы, фенольные пластмассы, акрилаты, а из мягких – латесы, этиленакрилатные смолы. Дозировка в кислотные составы – 200…900 г на 4 м³ (Пат. 3898167 США, МКИ Е 21 В 43/27).

Для обработки  высокотемпературных пластов с  высокой эффективностью применяют  медленно генерирующиеся под воздействием температуры при химической реакции  кислотные составы. Например, при взаимодействии совместно или раздельно закачиваемых в пласт формалина и хлористого аммония образуются уротропин и соляная кислота; метилформиат или метилацетат самостоятельно или в присутствии соляной (плавиковой) кислоты гидролизуется с образованием медленно реагирующей муравьиной и уксусной кислот соответственно; тетрахлорметан (этан) генерирует HCl. Для снижения скорости реакции с горной породой рекомендованы закачки сульфаминовой, кремнефтористо- водородной, органических кислот. В США для обработки терригенных карбонизированных пластов с целью снижения количества образующегося осадка фторидов кальция и силикатов натрия и калия разработана кислотная система «турфло», представляющая смесь H₃PO₄ и HF. Скорость ее реакции с карбонатами при 75 0С в 350 раз ниже, чем смеси 12%-го раствора HCl с 3%  HF без заметного снижения скорости реакции с кварцем и глинами. Аналогичные решения есть и отечественной практике. Однако известно, что сольфаты кальция, образующиеся при нейтрализации фосфорной кислоты карбонатами, могут служить потенциальными кольматантами ПЗП. Для минимизации роста фосфатных кристаллов в системах «турфло» предложено использовать специальные полимерные добавки типа полиакрилатов. Нередко причиной снижения продуктивности или приемистости скважины является наличие в ней водорастворимых полимеров, прочно связаных со стенками фильтрационных каналов и поверхностью минеральных частиц, микроорганизмов и продуктов их жизнедеятельности. Растворение и удаление их обычными кислотными составами затруднительно. Чаще всего для этих целей используют перекисныесоединения в композиции с кислотами: перекись водорода, натрия или бария, а также хлорат и перманганат калия (Пат. 4464268 США, МКИ Е 21 В 43/25).

Пенокислоты. 

Пенокислотные обработки (ПКО) скважин имеют несомненные преимущества перед обычными КО. В пенокислотном составе замедляется в 10…18 раз скорость реакции с карбонатами в связи с уменьшением поверхности контакта между активной кислотой и горной породой, а также ограничением диффузии свежих порций кислоты и ее обратного раствора. За счет повышенной вязкости пенокислоты значительно увеличивается охват пласта кислотным воздействием. Наличие в пене дисперсной газовой фазы с большой удельной поверхностью способствует эффективному выносу из ПЗП твердых кольматантов. Исследованиями В,С,Уголева и др. (1978 г.) установлено, что наибольшей стабильностью обладают кислотные пены на основе 10% HCl, содержащие такие традиционно использующиеся для этой цели ПАВ, как синтанол МЦ, которые выделяют 70 % кислотной фазы за 1230 с при массовой концентрации пенообразователя 1,5%. Менее стабильные пены на основе 1,5 % ДС-РАС и 2,5 % КМЦ (260 с), а также 0,5 % ОП-10 (315 с). Сравнительные результаты растворения известняков 10 %-м раствором HCl с добавками ПАВ и этим же раствором во вспененном состоянии получены В,П,Шалиновым и др. (1974 г.). при этом скорость растворения известняков башкиро-намюро-серпуховских отложений Ярино-Каменноложского месторождения в кислотной пене на основе ОП-10, сепарола или диссолвана была ниже в 1,5…2,0 раза и составляла около 1800 г/(м²ч).

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

Опыт  проведение пенокислотных обработок  на месторождениях Пермской области  в 70-х гг. позволил повысить успешность КО в два раза при одновременном  расширении профиля притока примерно в 1,5 раза. Эффективным было применение пенокислоты на месторождениях Удмуртии и Башкирии. При этом для обработок трещиноватых и трещинно-кавернозных карбонатов использовали 25…33 %-е растворы HCl с массовой добавкой (%): CH₃COOH – 1,5…3,0, ингибитора коррозии КИ-1 или капатин-А – 0,1…0,2 и ПАВ (ОП-10, диссолван и др.) – 0,2…0,5. В дальнейшем технология ПКО получила некоторое видоизменение в целях придания ей более направленного воздействия на низкопроницаемые толщины. При этом перед пенокислотой в пласт закачивают временно закупоривающий состав (ВЗС)со степенью аэрации 1,5…3,0 в пластовых условиях. Массовое содержание компонентов в составе ВЗС следующее (%)6 химически осажденный мел – 30…40, алебастр – 2…6, ПАВ – 1…2, вода – остальное. При обработке шести скважин имели место тенденции снижения обводненности и увеличения дебита скважин. На месторождениях Украины применяют закачку стабилизированного и ингибированного кислотного или глинокислотного раствора в виде пены с кратностью 0,6…0,8, который получают с помощью насосного агрегата 4АН-700 и компрессора КПУ 16-250 или чередуют закачку двухфазной пены на сульфоноле, ДС-РАС с кислотным или глинокислотным раствором. Успешность таких работ составляет 66% по 70 скв.-операциям.

В ПО Юганскнефтегаз на полимиктовых коллекторах используют предварительную закачку пеноглинокислотного  состава, состоящего из (%): HCl – 28, HF – 5, ОП-10 – 3, КМЦ-600 – 1,5 и вода – остальное, который продавливают в пласт глинокислотным раствором без КМЦ-600. В США применяют циклическую закачку вспененной воды для блокирования трещин с наращиванием объема газа (N₂) от 40 до 80 %, а затем 40-кратной вспененной азотом кислоты. В последние годы существенно сократился объем применения пенокислот в отрасли в связи с недостатком компрессоров. Однако положительные качества пенокислот используются при генерировании их в забойных и пластовых условиях. При этом используют реакции газовыделения, происходящие в контакте HCl и реагентов газовыделения (мочевина, нитрит аммония, нитрит натрия и хлористый аммоний). Такие обработки широко используются на месторождениях Западной Сибири и Северного Кавказа.

Прямые  кислотосодержащие  эмульсии.

В условиях интенсивного отложения АСПО на стенках  фильтрационных каналов, сопряженных  с неоднородностью пластов, применение кислотных растворов без углеводородных растворителей неэффективно. Для  трещиноватых же коллекторов в таких условиях требуется еще и равномерное поступление углеводородных растворителей с кислотой в ПЗП.Одним из решений этой проблемы является применение прямых кислотосодержащих эмульсий (ПКЭ) с внутренней углеводородной фазой. При их закачке создаются условия для повышения охвата ПЗП воздействием по толщине и глубине, равномерного продвижения растворителя без их быстрой диффузии по радиусу проникновения, предотвращению преждевременного осаждения диспергированных кольматантов, а также снижается скорость коррозии подземного оборудования.

      Кроме того, более низкие значения плотности  эмульсии позволяют им с большей  долей вероятности фильтроваться  в верхние, менее водонасыщенные интервалы, снижая объем попадания  эмульсии в зоны, граничащие с подошвенной водой. Ассортимент известных композиций таких эмульсий невелик и по составу практически идентичен. Так, известна ПКЭ, которая включает (%): керосин – 30…55, 10…13 %-й раствор HCl – 40…65, 30 %-й раствор сепарола в воде и 5,8 %-й раствор ПАА в воде – 0,01…0,1. эмульсия имеет эффективную вязкость 13…35 мПаŸс и за 6 ч растворяет 30…65 % мрамора, успешно испытана на месторождениях Азербайджана.

В КазНИПИнефти разработано два состава таких  эмульсий. Первый состав содержит в 1 м³: 280 дм³ HCl 24 %-й концентрации, 175 дм³ технической воды, 40 дм³ ОП-10, 5 дм³ раствора ПАА 5…8 %-й концентрации и 500 дм³ конденсата или газового бензина. В эмульсию может быть введено 10…15 % HF 30…40 %-й концентрации. В промысловых экспериментах эмульсию закачивали из расчета 0,5…1,0 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта и продавливали в ПЗП углеводородным растворителем. Однако в ряде случаев отмечалось увеличение обводненности продукции. Это, очевидно, свидетельство преимущественного поступления эмульсии в водонасыщенные интервалы ввиду ее гидрофильности и невысокой вязкости. Массовое содержание второго состава эмульсии следующее: 0,2…1,0 % ОП-10 или 0,7…1,5 % смеси ОП-10 и МЛ-80 и остальное – нефть и 12…24 %-й раствор HCl в соотношении 1:1. Коррозийная активность эмульсии на образцах ст.3 в 5…8 раз ниже таковой для растворов HCl. Состав стабилен не менее 4 ч и растворяет асфальтированные образцы карбонатов за 3 ч на 70…99 %. При промышленном применении эмульсий на месторождениях Мангышлака в добывающих скважинах успешность составила более 50 %, а внагнетательных – более 70 %. В нагнетательных скважинах на 20…25 % увеличивался охват заводнением при росте приемистости в 2,0…2,5 раза. При обводненности продукции скважин более 50 % эффективность обработки резко снижается. В этом случае применяли предварительную закачку ВУС в скважины и воздействие эмульсиями.