Независимое интернет сообщество Talknetworkru

Рады Вас приветствовать на нашем информационном портале!

Совершенствование технологий кислотных обработок скважин

Солянокислотная обработка карбонатных коллекторов — это сложный процесс, требующий глубокого понимания и тщательного моделирования. Причиной сложности моделирования данного процесса служит высокая скорость реакции между карбонатной матрицей породы и кислотой. Эффективность солянокислотных обработок (СКО) зависит в первую очередь от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора.

При анализе микропроцессов, происходящих на уровне отдельных пор, в процессе кислотной обработки карбонатных коллекторов, в первую очередь выделяют процесс формирования т.н. «промоин» или отдельных, высоко проводящих поровых каналов, в которых расходуется большая часть кислоты.

Процесс образования «промоин» зависит от следующих параметров:

-скорость реакции кислоты с горной породой;

-скорость диффузии, которая определяет, как быстро кислота соприкасается с поверхностью породы;

-интенсивность подачи кислоты к матрице породы.

Хоэфнер и Фоглер исследовали систему «соляная кислота – карбонат» и связали явление формирования промоин с числом Дамкеллера, определенным как отношение скорости химической реакции к скорости конвективного переноса.

Приведенный в работе анализ технологий увеличения эффективности традиционных СКО в карбонатных коллекторах показал, что основные тенденции в их развитии сводятся к следующему:

-использование технологии максимально возможного темпа подачи агента в призабойную зону пласта (MAPDIR — Maximized Pressure Differential and Injection Rates);

-повышение эффективности СКО с использованием химических реагентов различного состава, направленных на замедление и отклонение фронта реакции кислоты с карбонатной матрицей породы-коллектора (эмульсий, полимеров и ПАВ, сшитых полимерных систем, пенных систем, мелкодисперстных добавок, бензойной и молочной кислоты).

Исследования проводились на установке УГНТУ, позволяющей изучать физическое состояние и гидродинамические параметры жидкости в порах различного диаметра.

Методика исследований предусматривала изучение кинетики структурообразования и специфики разрушения формирующихся в поровых каналах дисперсных структур нефти и ее растворов с полигликолями. В первом случае изучались модификация и скорость формирования структурно-механических свойств пластовых флюидов на границе раздела с твердым телом, во втором — условия движения жидкости в порах данного размера.

Исследуемая проба нефти, отобранная на сборном пункте Дачного нефтяного месторождения ОАО «Иделойл». Размер пор в опытах варьировался в пределах 1—5 мкм, что соответствует диапазону проницаемости от тысячных до десятых долей квадратного микрометра.

В качестве регуляторов реологических и фильтрационных свойств нефти рассматривались полигликоли различных нефтехимических производств — полигликоли (ПГ) (г. Нижнекамск, АО «Нижнекамскнефтехим»), «СНОС» (г. Салават, ОАО «Салаватнефтеоргеинтез») и «ЗСК» (замедлитель соляной кислоты на основе полигликолей, г. Уфа, «ЦХИМН» АН РБ).

Для выявления границ эффективного применения изучаемых компонентов в качестве потокоотклоняющих реагентов проанализированы их структурно-механические и кольматирующие свойства в узких зазорах разной величины.

В низкопроницаемой пористой среде со средним диаметром до 1 мкм присутствие любого реагента в нефти приводит к появлению неньютоновских аномалий, уровень и скорость развития которых обеспечивают надежную кольматацию пор указанного размера. Ограничение подвижности нефти здесь происходит уже на начальной стадии контактного взаимодействия и при малых добавках реагентов

Все растворы нефти с реагентами в зазоре данной величины обладают начальным напряжением сдвига и соответствующими предельными градиентами, уровень которых соизмерим с перепадами давления в призабойиой зоне и, значит, обеспечивает кольматацию пор за ее пределами. Можно отметить, что неподвижность нефти в низкопроницаемой пористой среде обеспечивают низкие (до 3%) концентрации реагентов.

При увеличении размеров узкого зазора до 2 мкм структурирующее действие твердого тела ослабевает, и значимое влияние на физическое состояние флюидов наблюдается при более высоком содержании реагентов в нефти при фиксированной скорости деформации

В узких зазорах с размером ~ 5 мкм, соответствующим среднему радиусу пор коллекторов средней проницаемости, изучаемые реагенты не формируют твердообразных надмолекулярных структур с пределом прочности и характеризуются небольшими неньютоновскими аномалиями. Применяемые реагенты при содержании до 9% снижают вязкость нефти.

Результаты лабораторных исследований позволили резюмировать следующее:

Исследованные реагенты значимо влияют на структурно-механические свойства нефти, снижая или увеличивая неньютоновские аномалии жидкости в узких зазорах;

Неоднозначность влияния реагентов обусловлена их действием по механизму ПАВ — объемному (сольватация) и поверхностному (адсорбция);

Эффективность потокоотклоняющего действия реагентов зависит от проницаемости пористой среды: в порах диаметром до 2 мкм они инициируют формирование твердообразной структуры с пределом прочности, соизмеримым с уровнем градиентов давления в призабойной зоне и обеспечивающим кольматацию пор данного масштаба. В более крупных поровых каналах структурирование пластовых флюидов приводит к снижению эффективного сечения капилляров;

Эффективная концентрация реагентов определяется размерами поровых каналов: в порах диаметром до 1 мкм — 1-3 %, 2 мкм – 3-6 %, 5 мкм — более 6%;

Область применения потокоотклоняющих реагентов ограничивается пористыми средами средней проницаемости со средним радиусом пор 2—3 мкм.

В этой же главе приводятся результаты лабораторных исследований предложенного нового состава для обработки карбонатных пластов, содержащий (% мас.) 20-22%-ный раствор соляной кислоты – 42-48; полигликоль – 4-16, раствор алюмохлорида с содержанием основного вещества в растворе 200-300 г/л, (рН = 0,6-2,0)-42-48.

Проведенное сравнение кинетических характеристик процесса растворения образцов керна кашироподольских отложений Вятской площади Арланского месторождения предложенным раствором с известными аналогами показало, что применение вышеназванного раствора позволяет снизить скорость растворения водонасыщенных пропластков и одновременно увеличить скорость и полноту растворения нефтенасыщенных зон карбонатного коллектора, что в промысловых условиях позволить достичь наибольшего эффекта от применяемой технологии в результате вовлечения в процесс вытеснения неохваченных при заводнении целиков нефти.

Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе раздела с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью. Благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность рабочего агента. Кроме того, в составе присутствует отход производства предприятий (алюмохлорид), обладающий потокоотклоняющими свойствами, что потенциально снижает его стоимость и как результат себестоимость 1 тонны дополнительно добытой нефти.

RSS
Нет комментариев. Ваш будет первым!