ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Направленные кислотные обработки призабойных зон добывающих скважин из "Применение обратных эмульсий в нефтедобыче" В общем балансе разведанных и разрабатываемых месторождений нефти значительное место занимают залежи, сложенные карбонатными коллекторами. Такие коллекторы характеризуются резкой неоднородностью проницаемости по толщине и глубине, что часто является главной причиной низкой продуктивности скважин на поздней стадии разработки месторождений. [c.181] Повышение их производительности достигается, как правило, химическим воздействием на пласт, например, растворами различных кислот, в основном, соляной. В общем объеме проводимых в отрасли ОПЗ соляно-кислотные обработки (СКО) составляют 2/3. [c.181] На большом количестве промыслового материала показано, что успешность проводимых в отрасли СКО, особенно повторных, очень низка и составляет 40-50 %. [c.181] Это обусловлено тем, что значительные депрессии на первом этапе разработки таких залежей приводят к тому, что год-два гидродинамическая связь пласта с призабойной зоной осуществляется, в основном, через трещины, откуда и поступает подавляющая часть пластового флюида. Это способствует получению значительных дебитов и, одновременно, резкому падению пластового давления и преждевременному обводнению скважин, что снижает эффективность повторных СКО. [c.181] Кроме того, кислота при обработках ПЗП, так же как и другие низковязкие жидкости, фильтруется в отдельные узкие интервалы пласта с лучшими коллекторскими свойствами, не обрабатывая и не подключая к работе низкопроницаемые нефтенасыщенные толщины. [c.181] Одна из причин низкой эффективности СКО - высокая скорость реагирования кислоты с карбонатными породами в начальный момент закачки, потеря ее активности при движении по пласту и незначительная глубина обработки. [c.181] Повышение эффективности СКО обеспечивается использованием газокислотных, спиртокислотных и пенокислотных смесей, а также добавками различных поверхностно-активных веществ -замедлителей нейтрализации кислоты с породой пласта. [c.181] Однако эти технологические процессы наиболее эффективны для низкопроницаемых пластов с невысокими пластовыми давлениями и температурой. [c.182] Для многопластовых сложнопостроенных залежей, согласно расчетам Ю.А. Балакирова и И.В. Кривоносова, повторные кислотные обработки будут высокоэффективными лишь в том случае, если они будут способствовать расширению толщины зоны, подвергнувшейся воздействию при предыдущей обработке, для любой глубины проникновения кислоты. [c.182] Этими авторами еще в начале 70-х годов предложен способ попеременной закачки порций раствора соляной кислоты (8-10 м ) и высоковязких пробок технологических жидкостей (1 м ), который широко применяют в нефтепромысловой практике. В качестве технологических жидкостей при этом используют 3-5%-ные растворы карбоксиметилцеллюлозы или технических лигносульфонатов, загущенных хлористым натрием до 500-700 МПа-с, высоковязкие нефти. Последующие порции кислоты и пробки увеличиваются в объеме на 20-25 % по сравнению с предыдущим. Последнюю порцию кислоты продавливают в глубь пласта водой. Технологическая успешность таких обработок по данным ряда авторов составляет 45-60 %. [c.182] В настоящее время методы, основанные на предварительном блокировании наиболее проницаемых зон каверн, трещин химическими составами с последующей закачкой кислоты в менее проницаемые толщины пласта, особенно на поздней стадии разработки месторождений, являются наиболее перспективными. [c.182] В отечественной практике нефтедобычи для этих целей также применяют растворы полиэтилена низкого давления в нефти, полиолефинов или высокоокисленного битума в нефти и некоторые другие [28]. Для приготовления таких рабочих жидкостей требуются значительные энергетические затраты на разогрев компонентов и их растворение в нефти, что увеличивает пожароопасность проводимых мероприятий. Растворы полиолефинов в нефти эффективны при пластовых температурах 80-130 С, а успешность проводимых с их использованием обработок, например, в ПО Грознефть , составляет около 60 %. [c.182] Кроме того, неизбирательная высокая проницаемость нефтяных или водных растворов полимеров в ПЗП не способствует полному решению поставленной цели подключению в работу всей перфорированной толщины пласта. Не оценена в полной мере и возможность отрицательного влияния ряда составов на процесс подготовки нефти и качество нефтепродуктов, получаемых из нее, при выносе блокирующих материалов из пласта в скважину и смешении с пластовым флюидом. [c.182] Шеломенцевым с соавторами показано, что проведение поинтервальных кислотных обработок чередованием буферных пробок из 1,5%-го раствора полиакриламида и 23%-го НС1-го позволило достичь успешности СКО на 50% при обводненности продукции скважин менее 80 % и 14 % - при обводненности более 80 %. Аналогичные данные содержатся в работах других авторов. Очевидно, что водорастворимые буферные жидкости в методах СКО менее приемлемы, чем углеводородные, ввиду их разжижения по мере продвижения по стволу скважины и пласту. В то же время это свидетельствует о перспективности Выбора таких методов СКО, при которых бы буферная жидкость выполняла одновременно роль не только временного тампонажного материала, но и избирательного и долговременного изоляционного материала, не растворимого в пластовой воде. [c.183] Анализ приведенных ранее данных и знание технологических обратных эмульсий позволили заключить, что они могут выступать в роли временно- и избирательно-блокирующего материала при проведении НКО трещиноватых карбонатных коллекторов. [c.183] Кроме того, обратные эмульсии характеризуются инертностью к кислотным растворам, что исключает необходимость использования между ними и кислотой буферной жидкости. [c.183] Ввиду наличия в их составе ПАВ такие эмульсии будут обладать способностью к полному объемному заполнению высокопроницаемых интервалов пласта за счет повышенной адгезии к материалу горных пород. [c.183] Вместе с тем закупоривающее действие обычной обратной эмульсии - это кратковременный фактор. Будучи термодинамически нестабильной системой, обратная эмульсия по истечении определенного времени разрушается на две фазы (водную и углеводородную), после чего нефть в скважину может свободно поступать как из низко-, так и из высокопроницаемых интервалов пласта. [c.183] В качестве модели нефти с вязкостью 2 мПа с использовали смесь керосина и дегазированной нефти Леляковского месторождения (ПО Укрнефть ). Начальная связанная водонасыщенность составляла 11 %. [c.184] Вернуться к основной статье