Понятие и сущность солянокислотных обработок призабойной зоны пласта

Для проведения термокислотных и термохимических  обработок применяют специальные  наконечники. Магниевые стержни  помещают в верхнюю часть наконечника - в трубку, которая соединена  переводником и муфтой с насосно-компрессорными трубами. В этой трубе происходит взаимодействие магния с кислотой. Нагретая кислота, пройдя через решетку, попадает в нижнюю трубу, которая служит для выброса кислоты через нители, размещенные попарно в шахматном порядке. Для удаления выделяющегося водорода в наконечнике устанавливают воронку-газоотбойник, а в верхней части нижней трубы просверливают отверстия. Нижний конец нижней трубы наглухо закрывают пробкой. В нижней трубе на растянутых пружинах устанавливают регистрирующий термометр в защитном кожухе.

Во время термической обработки  важно установить правильный режим  закачки кислоты в скважину. При  быстрой подаче кислота не успевает реагировать с магнием и температура  ее не повышается до необходимой величины. Режим нагнетания кислоты, соответствующий  количеству магния и необходимой  температуре нагревания кислоты, можно  подобрать путем стендовых испытаний  или расчетным способом. Количество 15%-ной кислоты обычно берут из расчета 100 дм³ на 1 кг магния. При этом температура раствора кислоты с остаточной концентрацией НСL, равной 11-12%, повышается на 60-70° С. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.

Эффективность термохимической обработки  призабойных зон скважин можно  повысить, если экзотермическая реакция  будет происходить не в скважине, а в пласте. Это достигается  путем предварительного введения порошкового  магния в пористую среду с последующим  нагнетанием в пласт кислоты. Доставка его в пласт производится с помощью магниеносителя, в качестве которого используется жидкость на крахмальной  основе (с концентрацией технического крахмала 1-2% в 2%-ном растворе NaОН и  КОН). В этой жидкости порошок магния остается во взвешенном состоянии. Эта  жидкость предварительно нагнетается  в пласт в качестве подушки, оттесняющей  нефть от забоя и закрывающей  дренированную часть пласта. Нефть  удаляют, чтобы избежать загрязнения  ею поверхности частиц магния, препятствующего  полному развитию экзотермической  реакции при нагнетании в пласт  соляной кислоты.

Но в современной практике данные способы обработок не являются достаточно эффективными при высоких значениях  обводненности продукции скважин.

 

3.Пути решения проблемы  повышения эффективности солянокислотных  обработок в условиях высокой  обводненности.

Для решения проблем повышения эффективности солянокислотных обработок в условиях высокой обводненности проводят гипано-кислотную обработку.

Суть метода заключается  в следующем: в ПЗП в определенной последовательности и в рассчитанных количествах закачиваются коагулятор (СаСl2), полимер (гидролизированный  полиакрилонитрил - гипан) и соляная  кислота. Коагулятор насыщает проводящие каналы обводненной толщи пласта, полимер при контакте с пластовой  водой образует гелеобразную массу, препятствующую поступлению воды в скважину, а кислота открывает новые каналы в нефтяной толще пласта.

В результате анализа были сделаны следующие выводы.

При низких средних значениях  дебитов Q1 = 0,9 т/сут, высокой обводненности V1 = 72,9% и отбора воды с начала разработки (Qв < cнр >) = 14,7 тыс. мі (удельный отбор Q'в< снр > = 1,62 тыс. мі на 1 метр вскрытой толщины пласта), когда другие методы обработок неэффективны или малоэффективны, применение гипано-кислотных обработок (ГКО) позволило дополнительно добыть 227,6 тонн нефти на одну обработку за один скользящий год.

Отметим, что 46,2% обработок  в диапазоне обводненности V1 = 51 - 60% пришлось на долю ГКО и 796% обработок в диапазоне V1 от 61 до 100%. Если выделить и проанализировать интервал V1 от 81 до 90%, то можно сделать вывод, что гипанокислотные обработки по-прежнему эффективны - 266 тонн дополнительной нефти на одну обработку за скользящий год или 1320,6 тонн за все время продолжительности эффекта (5 - 6 лет).

По сложившейся практике для интенсификации добычи нефти  из карбонатных коллекторов применяются  различные модификации солянокислотных  обработок (простые кислотные, пенокислотные, термокислотные, нефтекислотные). Как  правило, все они делаются при  обводненности добываемой жидкости не выше 20%, для нефтекислотных - не выше 50%.

 
Сущность гипано-кислотной  обработки

Коагулятор насыщает высокообводненные  каналы-трещины, частично и поры обводненной  толщи пласта, при этом он частично растворяется пресной водой буферных «подушек». То же самое происходит и  с полимером. За счет частичного снижения концентрации реагентов устраняется «расклинивающий эффект». Во время ввода коагулятора в пласт давление закачки, как правило, стабильно и находится в пределах 0 - 8 МПа (в зависимости от состояния призабойной зоны пласта).

По мере продавливания  полимера наблюдается равномерный  рост давления, которое при подходе  раствора соляной кислоты к интервалу  перфорации поднимается на 3 - 7 МПа, и снижение поглотительной способности  пласта. Это показывает, что каналы поступления воды закрыты достаточно прочно. Соляная кислота, частично проходя  вслед за полимером, усиливает прочность  закрытия обводненных каналов, а  основной объем ее открывает новые  каналы в нефтяной толще пласта. По мере ввода раствора соляной кислоты  в пласт давление падает и к  концу продавки в большинстве  случаев составляет 3-5 МПа (на отдельных  скважинах падает до нуля, и редко  остается на уровне ввода в пласт  полимера). В качестве коагулятора  применяется раствор хлористого кальция, в качестве полимера - гидролизованный  полиакрилонитрил (гипан).

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение.

 Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить  нефтеотдачу уже разрабатываемых  пластов, на которых традиционными  методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Впервые работы по применению гипано - кислотных обработок (ГКО) начаты в 1988 году в скважинах Копей - Кубовского месторождения. Позже ГКО проводились  и на других месторождениях со сходными характеристиками карбонатных коллекторов.

Применение метода показало его эффективность при обработке  скважин, имеющих высокую обводненность (70 - 100%), пластовое давление ниже гидростатического  и высокую поглотительную способность. Необходимо отметить, что продолжительность  эффекта от ГКО значительно превышает  продолжительность эффекта от кислотных  обработок. Любые модификации солянокислотных  обработок дают эффект, как правило, не дольше 1-2 лет, тогда как эффект по ряду скважин после ГКО продолжается 5 - 6 лет и более.

 

 

 

 

Список  использованных источников.

1.  Аглиуллин  М.М.,  Абдуллин М.М.,  Курмаев  А.С.,  Рахматуллин Р.Х. Патент  РФ №2123591.  Способ обработки  прискважинной зоны пласта и устройство для его осуществления. Оп. 20.12.98.  Бюл. №35. 

2. Байков Н.М. «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» М. Недра, 1983 г.

3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.

4. Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» М. Недра, 1983 г.

5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980 г.

6. Гиматудинов Ш.К. «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.

7. Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. «Информационный контроль и сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин»

8. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. - 312с.