Тобойское месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило дебит эксплуатационных скважин со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается. Иногда дебит вновь вводимых в эксплуатацию скважин оказывается намного ниже расчетного.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

Плотные слабопроницаемые коллекторы значительно ухудшают приток нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин, а в нагнетательных резко снижают их поглотительную способность.

Снижается естественная проницаемость пород, и вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта. В процессе бурения призабойные зоны скважин часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его проницаемости.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин призабойная зона загрязняется различными механическими примесями, присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т.д.).

Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощения воды нагнетательными скважинами применяют методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых и глинистых веществ, и производительность скважины резко возрастает.

В большинстве же случаев приходится искусственно увеличивать, число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность, т.е. повышать трещиноватость пород продуктивного пласта.

По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические. Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, и в частности соляно-кислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость.

1. Гидрогеологическая характеристика Тобойского месторождения

Район месторождений в гидрогеологическом отношении входит в состав Большеземельского артезианского бассейна. В разрезе этих месторождений выделены следующие водоносные комплексы:

- четвертичный;

- мезозойский (терригенные отложения);

- пермский (терригенные отложения);

- среднекаменноугольно-нижнепермский (карбонатные отложения);

- визейско-серпуховский (терригенно-карбонатные и карбонатно-сульфатные отложения);

- верхнедевонско-турнейский (карбонатные отложения);

- среднедевонско-нижнефранский (терригенные отложения);

- силурийско-нижнедевонский (карбонатные отложения).

Четвертичный водоносный комплекс изучен слабо. Водовмещающие породы составлены литологически невыдержанными толщами песчаников, песков и супесей. Воды пресные, минерализация до 1 г/л.

Мезозойский водоносный комплекс. Воды слабоминерализованные (11,4-35,6г/л), хлоридно-кальциевого типа, метаморфизованные (Na/Cl 0,27 - 0,71), промытость коллекторов невысока (Сl/Br 270 - 1089).

Содержание брома - 12 - 63,9 мг/л, йода - 1,6-12,8мг/л.

Плотность воды - 1,016-1,025 г/см³.

Воды данного комплекса планируется использовать для закачки в пласт для поддержания пластового давления. Дебиты по результатам испытания составляют от 7,56до 259 м^з/сут.

Пермский водоносный комплекс на Тобойской площади не изучен. Он опробован на Лабоганской и Наульской площадях. Минерализация пластовой воды 9,1- 59,1 г/л, содержание брома 6-152 мг/л, йода 0,85-12,6 мг/л, воды метаморфизованы (Na/Cl - 0,16-0,91), хлор-бромный коэффициент (С1/Br - 244-667) характеризует режим застойных вод. Плотность пластовой воды 1,007-1,024 г/см³.

Среднекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс.

Водоупором служат глины кунгурского возраста.

Воды напорные, представлены слабыми рассолами (18,3-75 г/л), метаморфизованные (Na/Cl - 0,28 - 0,86), содержание брома 52-199,0 мг/л, йода 0,85-64 мг/л. Хлор-бромный коэффициент (124-616) свидетельствует о гидрогеологической закрытости комплекса. Плотность пластовых вод 1,013-1,053г/см³

Визейско-серпуховский водоносный комплекс. Изучен на близлежащих площадях. Воды комплекса хлоридно-кальциевого типа, минерализация 56,7-11,9г/л, содержание брома 175 мг/л, йода 14,3мг/л. Хлор-бромный коэффициент характеризует режим застойных вод (249-310), воды метаморфизованные (Na/Cl - 0,73-0,86).

Верхнедевонско-турнейский водоносный комплекс. Пластовые воды представляют собой рассолы с минерализацией 83,6г/л, метаморфизованы (Na/Cl - 0,75), хлоридно-кальциевого типа. Содержание брома 164 мг/л, йода 8,2 мг/л, хлор-бромный коэффициент характеризует режим застойных вод (302). Плотность воды 1,061 г/см³.

Среднедевонско-нижнефранский водоносный комплекс Минерализация пластовых вод - 164 г/л. Воды метаморфизованы (Na/Cl - 0.78), хлоридно-кальциевого типа. Содержание брома 314,27 мг/л, йода 16,07 мг/л, хлор-бромный коэффициент 317, плотность -1,15 г/см³.

Силурийско-нижнедевонский водоносный комплекс изучен на площадях Хорейверской впадины. Воды характеризуются высокой минерализацией (125.6 г/л), метаморфизацией (Na/Cl - 0,73), брома 500 мг/л, хлор-бромный коэффициент 126, минерализация до 200 г/л, тип вод хлоридно-кальциевый.

2. Геологическое строение Тобойского месторождения

2.1 Общие сведения

Тобойское месторождение расположено в центральной части Большеземельской тундры и по административному делению входит в состав Ненецкого автономного округа Архангельской области. Месторождение удалено от административного центра округа - г. Нарьян-Мара, являющегося крупным речным и морским портом на Крайнем Европейском Севере, в восточном направлении на расстоянии 125 км. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Хорейвер, расположенный в 55 км на юго-восток и пос. Харьяга, отстоящий на 70 км на юго-запад, который является подбазовым для нефтяников.

Абсолютные отметки рельефа колеблются от 0 до 45 м над уровнем моря. Поверхность месторождения заболочена и покрыта густой сетью небольших речек, проток, озер. Болота трудно проходимые, глубиной 1-1,5 м, полностью промерзают. Растительность чисто тундровая.

Тобойская локальная структура была выявлена в результате проведенных площадных сейсморазведочных работ МОВ по отражающим горизонтам III^а (кунгурский ярус нижней перми), III (артинский ярус нижней перми), IV (визейский ярус нижнего карбона), V (верхнефранские отложения верхнего девона).

В 1975 г. площадь была введена в глубокое бурение. К настоящему времени на Тобойской структуре пробурено 9 поисково-разведочных скважин на нижние горизонты и 4 на триасовые отложения.

Результатом проведенных геолого-разведочных работ явилось открытие в 1977 году нефтяной залежи в карбонатных отложениях нижнепермского возраста, а в 1978-1984гг. - нефтяных залежей в терригенных отложениях нижнего-среднего триаса.

Основным объектом для эксплуатации является нефтяная залежь “P₁a+s+ar” в нижнепермских карбонатах. Пробная эксплуатация залежи не производилась.

Отложения нижней перми опробованы в 8 скважинах. Опробование производилось испытателями пластов на трубах и в эксплуатационной колонне. Фонтанные притоки нефти в колонне были получены в скважине №11, дебитами 3-91,2 м³/сут. на штуцерах 3-10 мм.

По гидродинамическим исследованиям коэффициент продуктивности изменяется для притоков безводной нефти от 6,32 м³/сут/МПа до 28,57 м³/сут/МПа, составляя в среднем по залежи 20,3 м³/сут/МПа. Проницаемость коллекторов по гидродинамическим исследованиям варьируется в пределах 18,65-65,7 мД, имея среднеарифметическое значение 47,37 мД.

Кровля залежи вскрыта в пробуренных скважинах на глубинах 1516-1592 м. пластовое давление и температура, приведенные к водо-нефтяному контакту(-1616м) составляют соответственно 17,4 МПа и 38°С.

Залежь массивно-пластовая, сводовая. Водо-нефтяной контакт принят горизонтальным на абсолютной отметке -1616 м с учетом данных испытания и ГИС. Площадь залежи в принятом контуре нефтеносности 29,3 км², размеры 13х2-3км. Высота залежи 106 м. Основные геолого-промысловые данные по залежи приведены в табл. 2.1.

Выделение эффективных толщин в карбонатных отложениях ассельско-сакмарско-артинского ярусов производилось как по качественным признакам, т.е по наличию проникновения бурового раствора в пласт (dc, ПС, МКЗ), так и по граничному значению пористости (Кп гр=8%).

Средневзвешенное значение эффективной нефтенасыщенной толщины по залежи составляет 24,5м.

Таблица 2.1 Геолого-промысловая характеристика залежи “P₁+s+ar”

Параметры	Размерность	Величина параметра
Глубина залегания кровли пласта в своде	(-м)	-1510
Высота залежи	м	106
Площадь залежи	млн.м3	29,3
Водо-нефтяной контакт	(-м)	-1616
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина	м	24,5
Пористость по ГИС, принятая в расчете	%	16,4
Пористость по керну	%	15,99
Проницаемость по керну	мД	4,225
Проницаемость по ГИС	мД	47,37
Нефтенасыщенность в расчете	%	80
Пластовое давление/глубина замера (-м)	МПа	17,4 (-1616)
Пластовая температура/глубина замера (-м)	єс	38 (-1616)
Дебиты нефти (от-до)	м3/сут	3-91,2
Коэффициент продуктивности	м3/сут/мпа	20,3
Плотность пластовой нефти	кг/м3	855,8
Плотность дегазированной нефти	кг/м3	901,6
Объемный коэффициент	ед.	1,1
Вязкость пластовой нефти	МПа*с	7,56
Вязкость дегазированной нефти	мкм2*с	28,94-46,56
Газосодержание	нм3/т	41,5
Давление насыщения	МПа	8,0
Содержание смол	% вес.	5,66-10,95
Содержание асфальтенов	% вес.	4,18-5,57
Содержание парафинов	% вес.	1,08-2,26
Содержание серы	% вес.	1,91-2,22
Начальные балансовые запасы нефти С1	тыс.т.	77403
Коэффициент извлечения	ед.	0,31
Начальные извлекаемые запасы нефти С1	тыс. т.	23995
Извлекаемые запасы нефти по состоянию на 01.01.96 тыс.т.	23994

Вмещающие нефть породы представлены органогенными, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными известняками. Тип коллектора поровый, порово-кавернозно-трещинный и порово-трещинный.

Вынос керна из продуктивной части залежи составляет 76,27 м что составляет 35% от проходки с отбором керна, из них - 23,4 м - нефтенасыщенного.

Величина пористости, определенная по 89 кондиционным образцам изменяется от 8 до 30% и составляет в среднем 15,99%. Проницаемость определена в 81 кондиционном образце, колеблется от 1 до 44,1 мД и составляет в среднем 4,225 мД.

Коэффициенты пористости коллекторов по геолого-геофизическим исследованиям скважин определялись по нейтронному гамма-каротажу НГК и акустическому каротажу АК. По нефтенасыщенной части разреза средневзвешенное значение пористости по ГИС составило 16,4%.

Коэффициент нефтенасыщенности определялся косвенным методом по удельному электрическому сопротивлению (с_П ИК, БКЗ) и пористости (КнНГК АК) по следующей зависимости:

; при с_В=0,055 омЧм

Значения коэффициента нефтенасыщенности по залежи 70-88%, среднее зачение80%.

Коэффициент извлечения нефти на основе технико-экономических расчетов принят равным 0,31.

Плотность нефти на поверхности колеблется в пределах 891,8 -909,0 кг/м³, в пластовых условиях 854,6-856,3 кг/м³, составляя в среднем соответственно 901,6 кг/м³ и 855,8 кг/м³. Кинематическая вязкость нефти в стандартных условиях варьируется от 28,94 до 46,56 сСт, динамическая вязкость изменяется от 7,16 до 7,65 мПаЧс.

Газосодержание пластовой нефти по результатам одноступенчатого разгазирования составляет в среднем 41,5нм³/т, изменяясь от 40,8 до 42,4 нм³/т при давлениях насыщения 7,8-8,6 МПа (среднее значение 8,0 МПа). Величина объемного коэффициента - 1,1.

Компонентный состав нефти следующий (в % об):

содержание парафина 1,08-2,26,

смол - 5,66-10,95,

асфальтенов - 4,18-5,57,

серы - 1,91-2,22.

Температур застывания нефти -20°С.

Для подсчета запасов нефти приняты следующие параметры:

- площадь подсчета - 29,3 км²;

- средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина-24,5 м;

- коэффициент пористости - 0,164;

- коэффициент нефтенасыщенности - 080;

- плотность дегазированной нефти - 0,902;

- объемный коэффициент-1,1;

- коэффициент извлечения нефти - 0,31.

При принятых значениях подсчетных параметров запасы нефти по залежи “P₁a+s+ar” составляют:по категории С₁:

начальные балансовые - 77403 тыс.т

начальные извлекаемые - 23995 тыс.т

извлекаемые на 1.01.96г. - 23994 тыс.т.

2.2 Характеристика коллектора

Литологически разрез залежи представлен органогенными, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными известняками.

Среди органогенных известняков выделяются водорослевые (породообразующие - мутовчатые водоросли), мшанково-брахиоподово-криноидные, водорослево-криноидные, радиоляриево-криноидные, спикуло-радиоляриевые и спикуловые известняки. Органогенные известняки часто имеют псевдопесчаную структуру. Цементом служит мелко-среднезернистый кальцит (20-30%) порового или базального типа.

В органогенно-детритовых известняках породообразующими являются обломки криноидий, мшанок, брахиопод, , пелеципод, а также водоросли, фораминиферы, радиолярии, остракоды. Общее количество целых органогенных остатков и обломков составляет 65-80%. Цемент кальцитовый или кремнистый, или смешанный. Кремнистый цемент представлен халцедоном или тонко-мелкозернистым кварцем. Часто встречаются прослои переотложенных известняков. геологический тобойский месторождение

Встреченные типы известняков слабоглинистые (до 10 %), слабоалевритистые (1-2 %, редко до 15 %), с включениями пирита (иногда до 15-20%), глауконита (до 3 %), хлорита (1-2 %). Известняки в разной степени доломитизированные, в продуктивной части встречаются прослои известняков окремненных (иногда до 75 %), которые характеризуются повышенной трещиноватостью (в отдельных случаях 50 1/м) и являются фильтрационными каналами внутри пласта.

Текстура известняков слоистая, волнисто-слоистая и линзовидно-слоистая за счет мелкозубчатых стилолитов.

Емкостью служат пустоты первичного (поры) и вторичного (каверны) происхождения.

Таким образом, в разрезе продуктивных известняков нижней перми выявлены коллекторы порового, порово-кавернозно-трещинного, а также порово-трещинного типа.

Общая проходка с отбором керна по продуктивной части составила 220,1 м, вынос - 76,27м, в т.ч. из нефтенасыщенных интервалов поднято керна 23,4м.

Нижнее значение пористости принято равным 8% (при нижнем пределе проницаемости 1Ч10^-3 мкм²).

Среднее значение пористости по керну составляет 15,99 %, проницаемости 4,225 мД. Среднее значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям - 47.37 мД, пористости по ГИС - 16,4 %.

3. Проведение соляно кислотной обработКИ (СКО)

Все оценки по результатам интерпретации гидродинамических исследований скважин на стадиях разведки и опытной эксплуатации носят локальный характер по причине ограниченности выборки скважин и качества представленных материалов. Ниже приведены обобщения результатов интерпретации по месторождениям.

Тобойское месторождение. Гидропроводность, при вскрытой эффективной толщине порядка 23 м, определена в пределах 10-20 ДЧсм/сПз, пьезопроводность 180-220 см²/с. Наиболее представительной величиной коэффициента продуктивности является 20 м³/сут/МПа. При повторном исследовании в 2000 году - гидропроводность равна 15-3000 ДЧсм/сПз, пьезопроводность - 630-52000 см²/с. коэффициент продуктивности изменяется в пределах 157-435 (м³/сут)/МПа. Прогнозируемые по КВД пластовые давления практически совпадают с замеренными в интервале испытания скважин.

К проведению повторных кислотных обработок по результатам исследований рекомендуются скважины № 11, при условии сохранения аналогичного объема кислоты и применении кислотных растворов.

3.1 Физико-химические основы СКО

Воздействие соляной кислотой на продуктивные породы происходит вследствие растворения в них известняка и доломита, что ведет к появлению каналов растворения.

Реакции соляной кислоты с известняком и доломитом:

CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2

CaMg(CO3)2+4HCl=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2.

Установлено, что скорость растворения карбоната кальция в соляной кислоте зависит от концентрации кислоты. При этом до остаточной концентрации 1,5-2% скорость растворения прямо пропорциональна концентрации, что позволяет отнести данную реакцию к реакциям первого порядка. Однако при более глубокой нейтрализации скорость реакции уменьшается.

Результаты исследования влияния давления и температуры на скорость растворения карбонатной породы в соляной кислоте, находящейся на горизонтальной поверхности образца и на вертикальной, существенно различаются. Так, если по данным скорость реакции при увеличении давления до 6 МПа замедляется в 60 раз. Исследования в сопоставимых условиях с одинаковыми образцами пород, но при различных положениях поверхностей, взаимодействующих с кислотой, подтвердили полученные расхождения. Это объясняется тем, что при взаимодействии кислоты с боковой поверхностью образцов породы возникающее движение раствора вдоль поверхности усиливает массообмен, особенно интенсивно в верхней части образца.

С повышением температуры скорость реакции карбоната кальция с соляной кислотой увеличивается. Наибольшая скорость реакции наблюдается при температуре от 20 до 35°С.

Влияние скорости движения кислоты на скорость растворения карбонатной породы в соляной кислоте при движении в щелях, а при движении в каналах круглого сечения.

Результаты исследований подтверждают увеличение скорости растворения карбонатной породы с увеличением скорости движения кислоты в щелях с гладкими поверхностями. Однако для анализа процессов в пласте полученные данные не представляют интереса, так как гладкие поверхности в пластах маловероятны.

Установлено, что канал растворения, образующийся в образцах реальных карбонатных пород, при прокачке кислоты как бы состоит из набора входных и выходных участков сложной формы, что при движении кислоты в таких условиях маловероятно. Влияние давления при движении кислоты в этом случае менее существенно, а скорость реакции зависит от скорости движения кислоты в интервале режимов движения с числом Рейнольдса до 250. Это свидетельствует о том, что при структуре потока кислоты с неустановившимся профилем распределения скоростей, скорость реакции определяется диффузией, то есть скоростью подвода частиц в зону реакции. В пластовых условиях скорости движения кислоты могут быть в десятки и сотни раз, поэтому проведение исследований при режимах движения с большим числом Рейнольдса является актуальной задачей.

Наличие осадкообразующих примесей в соляной кислоте повышает эффективность солянокислотных обработок, способствуя формированию отдельных каналов растворения свищеобразной формы и увеличению скорости их развития. Следовательно, если в карбонатную пористую среду закачивается соляная кислота, содержащая хотя бы одну осадкообразующую примесь, то в результате даже в идеально однородном карбонатном коллекторе развиваются отдельные вытянутые вглубь каналы, а не каверна, что обеспечивает высокий прирост дебитов скважин.

Таким образом, соляная кислота, содержащая осадкообразующие примеси, является более эффективным реагентом для воздействия на карбонатные породы, чем не содержащая их или с добавками стабилизаторов.

3.2 Направление совершенствования СКО

Исследования, посвященные совершенствованию солянокислотного воздействия на карбонатные породы, проводились по многим направлениям:

изыскание добавок к кислоте, снижающих ее коррозионную активность на металл (ингибиторов);

выявление добавок, препятствующих выпадению в осадок гидроокислов железа при нейтрализации кислоты (стабилизаторов);

подбор добавок, снижающих фильтруемость кислоты;

изыскание добавок, замедляющих скорость растворения карбонатной породы в соляной кислоте;

изыскание добавок, улучшающих вынос продуктов нейтрализации кислоты из пористой среды;

совершенствование солянокислотного воздействия путем различных технологических приемов.

В качестве эффективных ингибиторов к промышленному применению рекомендовались уникол ПБ-5, каптан-2А, катапин-К, карбозолин-марвелан И-1-А и многие другие. Дозировка ПБ-5 в количестве 0,25-0,6% снижает коррозионное действие соляной кислоты соответственно в 3 и 42 раза. Однако данный ингибитор выпадает в осадок при нейтрализации кислоты.

В последнее время применяется кислота, ингибированная катапином-А. При добавке 0,1-0,5% катапина в десятки раз снижается коррозионная активность кислоты. Он не дает осадка при нейтрализации соляной кислоты карбонатной породой, как ПБ-5, и снижает поверхностное натяжение продуктов нейтрализации на границе с нефтью.

В качестве стабилизаторов гидроокислов железа рекомендуется добавка уксусной кислоты.

Твердые и мягкие смолы, хлопьевидный нафталин, водорастворимая каменная соль снижают фильтруемость кислоты в пористые среды. Назначение этих добавок этих добавок - ограничить отток кислоты через боковые поверхности каналов, образующихся в пласте, что увеличивает глубину самих каналов.

Применение добавок, ограничивающих фильтруемость кислоты в пористые среды, требует большой скорости тампонирования пористой среды, временного снижения проницаемости породы, а затем восстановления ее после воздействия.

Для замедления скорости нейтрализации соляной кислоты применяют уксусную, муравьиную, пропиленовую кислоты, полисахариды и другие добавки. Замедлению воздействия соляной кислоты с породой способствует увеличение давления, снижение температуры в призабойной зоне пласта, применение различного вида смесей (пена, эмульсия), прокачка перед кислотой гелей, ССБ, КМЦ, и других составов, способных создавать на поверхности породы защитные слои. Внедрение этих рекомендаций дало положительный результат.

С целью улучшения условий выноса продуктов нейтрализации кислоты рекомендуется перед кислотой или вместе с ней закачивать газ, который при снижении давления в скважине выталкивает продукты нейтрализации кислоты из породы.

Совершенствование соляно кислотного воздействия путем различных технологических приемов посвящен ряд работ.

Для сокращения продолжительности обработки и простоев скважин рекомендуется осваивать их без выдерживания кислоты на реакции. При этом для исключения выноса из пласта части кислоты объем продавочной жидкости рекомендуется принимать больше объема трубных пространств, по которым кислота прокачивалась в пласт, на величину объема растворенной кислотой породы при данной и всех других предыдущих обработках.

Известен ряд схем проведения поинтервальных и многократных обработок с разделением интервалов одним или несколькими пакерами. При этом кислоту закачивают в пласт как по трубам, так и по кольцевому пространству.

Простым, но неуправляемым является способ последовательной закачки соляной кислоты и вязкопластической смеси, которой заполняют ранее созданные каналы. Однако при этом не исключается образование новых каналов в тех же интервалах, рядом с заполненными вязкой жидкостью.

Значительное число исследований посвящено оценке изменений, происходящих в карбонатных пластах при воздействии соляной кислотой. В одной из первых работ, посвященных соляно кислотным обработкам, указывается, что при закачке кислоты в пласт через открытый ствол происходит увеличение диаметра скважины.

Позднее было высказано предположение, что при закачке кислоты в карбонатную породу кислота проникает в пласт и увеличивает проницаемость пористой среды.

Многократное увеличение дебитов скважин после солянокислотных обработок с применением небольших объемов кислоты объясняется образованием в пласте отдельных свищеобразных каналов растворения, которые формируются вследствие неоднородности реальных карбонатных сред.

Таким образом, при закачке соляной кислоты в растворимую пористую среду происходит увеличение поровых каналов, что приводит к повышению проницаемости породы на некоторую глубину и образованию каналов растворения, имеющих сложные формы. Рассматривая процесс воздействия кислоты на пласт, можно выделить зону, где идет процесс вытеснения пластового флюида и заполнение пор продуктами нейтрализации кислоты, зону, где реакция кислоты с породой идет в поровых каналах, и зону, где кислота реагирует с породой, двигаясь в каналах растворения. Высокоэффективному применению солянокислотного воздействия будет способствовать знание закономерностей процессов, происходящих в каждой зоне.

3.3 Технология проведения СКО

3.3.1 Количество кислоты и ее концентрация

При проектировании солянокислотных обработок количество соляной кислоты принимается в зависимости только от эффективной толщины пласта и глубины создаваемых каналов, которая связана с объемом растворяемой породы:

(3.1)

где: VK - объем HCl, см³;

VРАС - объем растворенной породы, см³;

, - плотности породы и кислоты;

0,0137 - количество CaCO3, растворенного в 1 г 1%-ного раствора HCl, г;

СО, СК - начальная и конечная концентрации, %.

Для определения объема растворенной породы необходимо знать число образующихся каналов и их форму.

Каналы в порово-кавернозных известняках имеют сложную форму. По мере движения соляной кислоты в каналах растворения снижается ее концентрация и соответственно уменьшается скорость растворения породы, что приводит к уменьшению поперечных сечений каналов растворения, то есть формированию конусообразных каналов. В горизонтальной плоскости каналы могут расширяться, что обуславливается фильтрацией соляной кислоты. Для каналов цилиндрической формы:

(3.2)

где: d - диаметр канала, см;

l - глубина распространения кислоты, см;

N - число каналов, развивающихся с одинаковой скоростью, N=hn

(h - толщина пласта, n - число отверстий на 1 м)

Подставив в формулу (3.1) значение объема растворения из (3.2), получим:

(3.3)

Если в зависимости (3.3) d заменить выражением , то при d0=0 получим:

.

При полной нейтрализации кислоты СК=0, тогда:

, см³.(3.4)

Из формулы (3.4) видно, что необходимое количество кислоты зависит не только от обрабатываемой толщины пласта h, но и от необходимой глубины каналов l, начальной концентрации C0 и числа каналов n. Так, при воздействии соляной кислотой на пласт небольшой толщины с низкими коллекторскими свойствами высокий результат достигается, если скважина соединена каналами с более проницаемой частью пласта, то есть ставится цель создания более глубоких каналов растворения. Это возможно только в том случае, если количество кислоты на 1 метр вскрытой толщины пласта будет больше, чем принимается для воздействия в пластах с хорошими коллекторскими свойствами и большой толщины, когда для высокого эффекта достаточно создать неглубокие каналы.

Оптимальное количество кислоты для конкретной обработки можно определить по зависимости изменения давления закачки во времени.

В процессе первой обработки, как правило, увеличивается давление на устье скважины в начальный период. Затем оно стабилизируется на некотором уровне и падает вначале резко, а затем медленно. Это объясняется тем, что пока кислота внедряется в каналы с малой протяженностью, сопротивления велики, производительность агрегатов превышает приемистость и давление растет. По мере развития каналов растворения в пласте сопротивление снижается, давление стабилизируется и падает вначале резко, а затем медленно. Уменьшение темпа снижения давления не означает, что развитие каналов прекратилось. Это связано с созданием больших поверхностей фильтрации, практически ликвидировавших сопротивления в призабойной зоне пласта. В этом случае при эксплуатации скважин после воздействия соляной кислотой будет обеспечиваться приток нефти без роста сопротивлений в призабойной зоне, а значит, если обработка производится с целью снижения этих сопротивлений, то поставленную задачу следует считать выполненной. Следовательно, количество кислоты, закачанной до резкого снижения давления, является оптимальным.

Таким образом, на каждом новом месторождении в период разведки и опытной эксплуатации рекомендуется поводить несколько обработок, оценивая динамику процесса и определяя оптимальное количество кислоты для различных зон пласта, необходимое для снижения сопротивлений в призабойной зоне пласта.

Концентрированная кислота реагирует с металлом и растворяет сульфосоли, которые способны выпадать в осадок при дальнейшей нейтрализации кислоты . Поэтому концентрацию соляной кислоты рекомендуется снижать до 10-15%.

С увеличением исходной концентрации кислоты глубина проникновения ее в поровые каналы прямо пропорционально увеличивается. Применяя, например, кислоту 20%-ной концентрации вместо 10%-ной можно углубить каналы от 0,5 до 1 см. однако это не оказывает существенного влияния на прирост производительности скважины.

При фильтрации кислоты сквозь образцы реальных пород в поровых средах образовывались каналы растворения с диаметром поперечных сечений 1-2 мм. В таких каналах концентрация HCl за время ее движения снижалась не более чем на 1-2%. Следовательно, характер влияния исходной концентрации кислоты на глубину ее проникновения практически не зависит от концентрации. А это значит, что применение концентрированной кислоты незначительно повышает производительность скважины.

Таким образом, применение кислоты концентрацией 10-14% можно считать обоснованным.

3.3.2 Время выдерживания соляной кислоты в пласте и режимы закачки

Известны две технологические схемы проведения солянокислотных обработок добывающих скважин. В соответствии с первой соляная кислота продавливается в пласт жидкостью в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб, и выдерживается в пласте на реакции до ее нейтрализации. По второй схеме, объем продавочной жидкости увеличивается на величину объема породы, растворенной кислотой, закачанной в пласт при данной и всех предыдущих обработках, и скважины рекомендуется осваивать без выдержки кислоты на реакции.

При завершении кислотной обработки многообъемной продавкой кислоты без выдерживания ее на реакции не наблюдается прироста дебита скважины. Это объясняется тем, что применяемая кислота содержит осадкообразующие примеси (HF, Fe, ПБ-5) и степень снижения проницаемости за счет кольматационных явлений при этом выше, чем при выдерживании кислоты на реакции. В процессе выдерживания кислоты, содержащей осадкообразующие примеси, растворяется некоторый слой породы вокруг каналов растворения, где сосредоточено наибольшее количество частиц и создается скин-эффект.

Таким образом, при выборе рациональной технологии проведения кислотных обработок необходимо учитывать качество кислоты.

В работе рассмотрено два режима закачки кислоты: при постоянном расходе (Q=const) и при постоянном перепаде давления (P=const). При этом делается вывод, что при Q=const первая порция кислоты проникает на наибольшее расстояние, а при постоянном перепаде давления P=const глубина проникновения непрерывно увеличивается. Глубина проникновения с увеличением диаметра канала возрастает в первом случае в степени 1/2, во втором - в степени 3/2.

Следовательно, заданная глубина проникновения соляной кислоты при закачке ее на режиме P=const будет достигаться быстрее при применении меньшего количества кислоты, чем на режиме Q=const.

При применении одного агрегата режим P=const обеспечивается некоторое время при первых кислотных обработках. При повторных обработках в подавляющем большинстве случаев процесс воздействия проходит на малоэффективном режиме (Q=const). С этим может быть связано большое количество малоэффективных повторных обработок (50-60%).

Таким образом, одним из путей повышения эффективности кислотных обработок является осуществление закачки кислоты на режиме P=const. Вторую и третью обработки необходимо проводить с применением нескольких агрегатов.

3.4 Применение соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта.

3.4.1 Причины снижения проницаемости ПЗП

Призабойная зона скважины - участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины.

Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кольматантов.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны добывающих и нагнетательных (водозаборных) скважин в процессе эксплуатации можно отнести следующие:

- проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе ТКРС;

- проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;

- набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

- образование водонефтяной эмульсии (эмульсионные блоки);

- выпадение и отложение асфальтосмолопарафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;

- проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.

ОПЗ различаются по глубине воздействия (удаление кольматирующего вещества в ПЗП при восстановлении продуктивности скважин, или воздействие на скелет породы при проведении более глубоких стимулирующих обработок) и используемым реагентам.

При выборе рабочего состава агента необходимо обеспечить его соответствие следующим критериям:

- состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину;

- состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой, насыщающими её флюидами или кольматантом;

- реагенты должны быть совместимы с раствором глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин, и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти;

- компоненты состава должны быть малотоксичными.

Основными принципами технологии обработки призабойной зоны пласта скважин являются:

- восстановление продуктивности или приемистости скважин в случае, если они ограничены состоянием ствола скважины, перфорационных каналов и призабойной зоны, за счет воздействия на кольматирующие вещества химическими реагентами;

- увеличение продуктивности или приемистости скважин за счет воздействия на структуру порового пространства скелета породы как вблизи призабойной зоны пласта скважин, так и удаленной зоны;

- разрушение кольматанта при физико-химическом взаимодействии с закачиваемыми химическими реагентами;

3.4.2 Цели и задачи кислотной обработки ПЗП

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону. Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название соляно-кислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

- обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

- обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

- очистки фильтра и ПЗС от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды;

- очистки фильтра в ПЗС от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

- удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

- инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

3.4.3 Общие требования к проведению кислотных обработок

Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения соляно-кислотных обработок.

Выбор способа ОПЗ и вида кислотных обработок осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию и периодичность проведения КО обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, в которых подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ (технологической колонны), а также другого необходимого оборудования.

После проведения КО, скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Требования к промывочным и продавочным жидкостям:

- Жидкость для промывки скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

- Фильтрат жидкости продавки должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

- Продавочная жидкость не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид».

- Продавочная жидкость не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 г/л.

- Продавочная жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.

- Продавочная жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.

- Продавочная жидкость должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

3.5 Виды применяемых кислотных обработок

3.5.1 Соляно кислотная ванна

При освоении скважин, пробуренных на пласты, представленные карбонатными породами, воздействие на призабойную зону пласта кислотой начинают с проведения солянокислотной ванны. Увеличение производительности скважин после солянокислотных ванн связывают с очисткой перфорационных каналов или открытого ствола скважины от глинисто-карбонатных отложений, что, как правило, облегчает закачку кислоты при последующей солянокислотной обработке.

В руководстве по кислотным обработкам не рекомендуется проведение солянокислотных ванн в скважинах с перфорированным забоем. Однако опыт показывает, что после солянокислотной ванны возможна закачка кислоты в пласт без применения пакеров, что упрощает и удешевляет процесс и увеличивает дебит скважин. Считается, что после солянокислотной ванны увеличивается толщина пласта, отдающая нефть.

При проведении солянокислотной ванны одним из основных технологических показателей является время выдерживания соляной кислоты в скважине, которое зависит от времени нейтрализации кислоты.

Время нейтрализации соляной кислоты при взаимодействии карбонатной породой определяли опытным путем. В результате обработки экспериментальных данных получена зависимость

(3.5)

где:t - время нейтрализации кислоты, час;

d - диаметр канала (скважины), см;

СО, СК - начальная и конечная концентрации;

- коэффициент, зависящий от условий опыта.

Например, при d=20см, СО=10%, СК=1%, Р=5МПа и Т=10С время нейтрализации кислоты согласно формуле (3.5) равно 16 часов.

С увеличением концентрации кислоты до 20% время ее нейтрализации увеличивается до 33 часов. Этот результат не согласуется с данными исследований, которые показывают, что скорость реакции кислоты с карбонатом кальция прямо пропорциональна ее концентрации при нейтрализации до 1,5-2%. Большая концентрация кислоты при проведении солянокислотной ванны нецелесообразна. Следовательно, время нейтрализации не должно зависеть от начальной концентрации ее в такой степени, как это следует из зависимости (3.5).

Если карбонатная порода с соляной кислотой находится в открытом стволе скважины, то диффузионный поток частиц в область реакции можно определить по формуле:

(3.6)

где:Pr - число Прандтля, ;

- вязкость, см²/с;

D - коэффициент молекулярной диффузии, см²/с;

g - ускорение свободного падения см/с²;

х - расстояние от нижнего конца пластинки до рассматриваемого сечения;

ССР - концентрация кислоты в рассматриваемом сечении.

Принимая , а изменение концентрации кислоты во времени линейным:, можно получить:

(3.7)

Подставив полученное выражение в уравнение и заменив на , получим:

(3.8)

Так, при d=20см, h=100см, D=3.1*10^-5 см²/с, =0,01см²/с время нейтрализации кислоты от 10 до 1% равно 7 часов. При этом с увеличением начальной концентрации до 20% время нейтрализации кислоты практически не увеличивается, что согласуется с представлениями о кинетике данной реакции.

При проведении солянокислотных ванн кислота некоторое время выдерживается в стволе скважины. можно определить время нейтрализации кислоты не более чем до 1%, для более глубокой нейтрализации кислоты требуется большее время.

Если солянокислотная ванна проводится в перфорированном стволе скважины, то с кислотой контактируют поверхности, занимающие различное положение в пространстве. В этом случае кислота с большей скоростью будет реагировать с верхней поверхностью канала. Скорость нейтрализации с боковыми поверхностями будет близка к скорости в открытом канале и с минимальной скоростью взаимодействие будет проходить с нижней поверхностью. В среднем скорость нейтрализации кислоты может быть близка к скорости в открытом стволе, тогда время нейтрализации кислоты от 10 до 1% при d=1см, h=0,5см по формуле будет всего 10 минут.

В практике проведения соляно-кислотных ванн нередки случаи, когда выдерживание кислоты в скважинах менее 1 часа обеспечивает хорошую приемистость кислоты при последующей закачке ее в пласт. Время выдерживания кислоты рекомендуется уточнять пробной продавкой кислоты в пласт через 20-30 минут. Если при очередном повышении давления приемистость кислоты хорошая, то кислоту больше не следует выдерживать в скважине.

В руководстве по кислотным обработкам после выдерживания кислоты в скважине рекомендуется осуществлять дренаж с целью снижения степени загрязнения поровых каналов твердыми продуктами нейтрализации кислоты. Однако, если последующая кислотная обработка производится кислотой без добавки стабилизаторов железа или кислотой, содержащей ингибитор ПБ-5 или HF, то поровые каналы будут загрязняться независимо от того, очищен ствол скважины от продуктов нейтрализации кислоты, использованной для ванны, или нет.

Очистка ствола скважины желательна до солянокислотной ванны, чтобы нарушить корку или глинистые тампоны в перфорационных каналах и обеспечить лучший контакт кислоты с породой. Наиболее простым способом очистки следует считать гидродренаж с применением клапанов мгновенного открытия.

Рекомендуется следующий порядок проведения солянокислотной ванны с применением гидроклапана. Перед закачкой кислоты с помощью воды или нефти, закачиваемой агрегатом в кольцевое пространство, поднимают давление на устье до допустимого на эксплуатационную колонну. Затем одновременно открывают клапан и останавливают агрегат. После прекращения интенсивного выброса жидкости цикл повторяют. Затем вышедшую из пласта в насосно-компрессорные трубы жидкость вымывают, закачивают в них кислоту 20-28%-ной концентрации и доводят до забоя, а после выдерживания ее 0,5-1 час поводят пробную закачку жидкости. Если при этом поднимается давление на устье, то гидродренаж повторяют, а затем проводят кислотную обработку.

3.5.2 Кислотные обработки.

Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные обработки. Ведется этот процесс с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Схема расположения оборудования при обычной кислотной обработке приведена на рис. 3.1

Рисунок 3.1 Расположение оборудования при обычной соляно кислотной обработке: 1- насосный агрегат типа ЦА-320; 2- емкость для кислоты на агрегате; 3- емкость с кислотой, установленная на агрегате;4- емкость для кислоты; 5 - емкость для продавочной жидкости;6- устье скважины.

Устье скважины обвязывают с агрегатом ЦА-320 или агрегатом другого типа и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин сырую дегазированную нефть и для газовых -- воду или газ, если давление газа на газосборном пункте будет достаточным для задавливания кислоты в пласт. Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят гидродинамические исследования: определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. В отдельных случаях в зависимости от состояния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора HCl и продавливание его в пласт. Порядок операций при соляно кислотной обработке приведен на рис. 3.2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.2 Схема обработки скважины соляной кислотой

1. В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную -- воду до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства (положение а).