Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Кислотная обработка скважин -- один из наиболее распространённых методов интенсификации добычи нефти и газа, направленный на увеличение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Под воздействием кислотных растворов в породах образуются каверны, каналы растворения и расширяются естественные микротрещины, что повышает производительность добывающих скважин и приёмистость нагнетательных.
Основные задачи кислотных обработок: очистка ПЗП от загрязнений, образовавшихся при бурении и цементировании (глинистая и цементная корки); растворение отложений солей и продуктов коррозии в призабойной зоне; увеличение проницаемости коллектора за счёт расширения существующих пор и трещин; восстановление продуктивности скважин после длительной эксплуатации.
Выбор типа кислотной обработки определяется минералогическим составом пород коллектора. Для карбонатных пластов (известняки, доломиты) применяется соляно-кислотная обработка (СКО). Для терригенных пластов (песчаники с глинистым и карбонатным цементом) -- глинокислотная обработка (ГКО) с использованием смеси соляной и фтористоводородной кислот.
Соляно-кислотная обработка основана на способности соляной кислоты (HCl) растворять карбонатные породы. Основные химические реакции:
Реакция с известняком (кальцитом): CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2
Реакция с доломитом: CaMg(CO3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2
Продукты реакции -- хлориды кальция и магния -- хорошо растворимы в воде и легко удаляются из ПЗП при вызове притока. Выделяющийся углекислый газ способствует дополнительному разрыхлению породы.
Из стехиометрии реакций следует: для полного растворения 100 г известняка (CaCO3) необходимо 73 г чистого HCl. Для растворения 100 г доломита CaMg(CO3)2 требуется 79 г HCl.
Рабочая концентрация соляной кислоты для СКО составляет 12-16%. Выбор концентрации определяется проницаемостью коллектора и условиями обработки:
Скорость нейтрализации соляной кислоты зависит от температуры на забое скважины, концентрации раствора и площади контакта с породой. При температуре пласта 60-80 градусов реакция с кальцитом протекает за несколько минут, с доломитом -- за 1-2 часа. При повышении температуры скорость реакции увеличивается, что сокращает глубину проникновения активной кислоты в пласт.
Глинокислотная обработка (ГКО) предназначена для терригенных коллекторов, основу которых составляют силикатные минералы (кварц, полевые шпаты, глинистые минералы). Используется смесь соляной (HCl) и фтористоводородной (HF) кислот -- так называемая глинокислота (mud acid).
Реакция HF с кварцем: SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O
Реакция HF с глинистыми минералами (каолинит): Al2Si2O5(OH)4 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O
Роль HCl: предотвращает образование нерастворимого осадка CaF2, который образуется при контакте HF с карбонатными минералами.
Стандартный состав глинокислоты:
Применение HF недопустимо при содержании карбонатов в породе свыше 15%, так как фтористоводородная кислота, реагируя с карбонатом кальция, образует нерастворимый осадок CaF2, кольматирующий поры пласта. При содержании карбонатов 3-15% перед глинокислотной обработкой обязательна предварительная промывка раствором HCl для удаления карбонатного материала из ПЗП.
Наиболее эффективна двухрастворная (двухстадийная) технология:
Первая стадия -- закачка раствора соляной кислоты (12-15% HCl) в объёме 0,5-1,0 м3/м для полного растворения карбонатного цемента в ПЗП.
Вторая стадия -- закачка глинокислоты (8-10% HCl + 3-5% HF) в объёме 0,3-0,5 м3/м для растворения алюмосиликатного скелета породы в зоне, очищенной от карбонатов.
Последовательность стадий принципиальна: если закачать глинокислоту без предварительной промывки HCl, в ПЗП образуются нерастворимые осадки фторидов, ухудшающие проницаемость.
Для повышения эффективности и безопасности кислотных обработок в рабочие растворы вводят специальные добавки:
Ингибиторы снижают коррозионное воздействие кислоты на металл оборудования (НКТ, обсадная колонна, насосные агрегаты). Дозировка составляет 0,1-1,0% от объёма кислотного раствора.
ПАВ добавляются для снижения поверхностного натяжения на границе "кислота-нефть", что улучшает проникающую способность кислотного раствора в мелкие поры и трещины. Дозировка ПАВ обычно составляет 0,2-0,5% от объёма раствора.
Стабилизаторы (уксусная кислота, лимонная кислота) предотвращают выпадение нерастворимых соединений железа из кислотного раствора. Железо присутствует в товарной соляной кислоте как примесь и образуется при коррозии оборудования. Дозировка уксусной кислоты -- 1-3% от объёма раствора.
Гидрофобизаторы снижают проникновение кислоты в водонасыщенные пропластки, направляя воздействие преимущественно на нефтенасыщенные интервалы. Это особенно важно для пластов с высокой обводнённостью.
Объём кислоты для кислотной ванны (очистка открытого ствола) определяется объёмом ствола скважины в интервале обработки:
Vванна = 0,785 * D2скв * h, м3
где Dскв -- диаметр ствола скважины в интервале обработки (с учётом каверн), м; h -- мощность обрабатываемого интервала, м.
Объём кислотного раствора для обработки карбонатного пласта определяется:
Vкис = q * h, м3
где q -- удельный расход кислоты на 1 м мощности пласта, м3/м (принимается 0,4-1,5 м3/м в зависимости от проницаемости); h -- эффективная мощность пласта, м.
При необходимости более точного расчёта объём кислоты определяется из условия заполнения порового пространства призабойной зоны:
V = pi * (R2 - r2скв) * h * m, м3
где R -- радиус зоны обработки, м (обычно 1-3 м); rскв -- радиус скважины, м; h -- мощность пласта, м; m -- коэффициент пористости (доли единицы).
Товарная соляная кислота поставляется с концентрацией 27-31% (синтетическая) или 22-24% (абгазная). Объём товарной кислоты для приготовления рабочего раствора заданной концентрации:
Vтов = Vраб * Cраб * rhoраб / (Cтов * rhoтов), м3
где Vраб -- объём рабочего раствора, м3; Cраб, Cтов -- концентрации рабочего и товарного растворов, % масс.; rhoраб, rhoтов -- плотности рабочего и товарного растворов, кг/м3.
Vпрод = Vнкт + Vзатр, м3
где Vнкт -- объём НКТ от устья до интервала обработки; Vзатр -- объём затрубного пространства в интервале обработки (при закрытом затрубе).
В качестве продавочной жидкости используется нефть или пластовая вода.
Давление закачки кислотного раствора на устье скважины определяется:
Pуст = Pзаб - Pгст + Pтр, МПа
где Pзаб -- забойное давление, необходимое для задавливания кислоты в пласт (не выше давления гидроразрыва); Pгст -- гидростатическое давление столба жидкости в скважине; Pтр -- потери давления на трение в НКТ.
Технология проведения простой соляно-кислотной обработки включает следующие этапы:
1. Подготовка скважины: промывка, установка НКТ с пакером на уровне кровли пласта (или без пакера при обработке всего интервала).
2. Закачка буферной жидкости (нефть) для предотвращения контакта кислоты с пластовой водой и снижения скорости реакции.
3. Закачка расчётного объёма кислотного раствора через НКТ при открытом затрубном пространстве до момента заполнения кольцевого пространства от башмака НКТ до кровли пласта.
4. Закрытие задвижки на затрубном пространстве и задавливание оставшегося объёма кислоты в пласт под давлением.
5. Продавка кислоты в пласт нефтью или водой.
6. Выдержка скважины на реагирование (от 0,5 до 2-4 часов в зависимости от температуры пласта).
7. Вызов притока и удаление продуктов реакции из ПЗП.
Карбонатный пласт (известняк), глубина скважины H = 1400 м
Эффективная мощность пласта h = 8 м
Проницаемость k = 0,05 мкм2 (средняя)
Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс = 146 мм (внутр. d = 0,122 м)
НКТ dнкт = 73 мм (внутр. 0,062 м)
Концентрация рабочего раствора: 15% HCl
Товарная кислота: 27% (rho = 1139 кг/м3)
Удельный расход: q = 0,8 м3/м
Ингибитор: Катапин-А 0,1%
1. Объём кислотного раствора:
Vкис = q * h = 0,8 * 8 = 6,4 м3
2. Объём товарной кислоты (27%) для приготовления 6,4 м3 раствора 15%:
Vтов = Vраб * Cраб * rhoраб / (Cтов * rhoтов)
Vтов = 6,4 * 15 * 1075 / (27 * 1139) = 103 200 / 30 753 = 3,36 м3
3. Объём воды для разбавления:
Vвода = Vраб - Vтов - Vдобавок
Ингибитор: 0,001 * 6,4 = 0,0064 м3
Vвода = 6,4 - 3,36 - 0,01 = 3,03 м3
4. Объём НКТ (для продавки):
Vнкт = 0,785 * 0,0622 * 1400 = 0,785 * 0,003844 * 1400 = 4,22 м3
5. Общий объём жидкости для обработки:
Vобщ = Vкис + Vпрод = 6,4 + 4,22 = 10,62 м3
СКО (соляно-кислотная обработка) применяется исключительно для карбонатных пластов и использует раствор HCl концентрацией 12-16%. Глинокислотная обработка (ГКО) предназначена для терригенных (песчаных) пластов с глинистым цементом и использует смесь HCl (8-10%) и HF (3-5%). HF растворяет кварц и глинистые минералы, которые не реагируют с соляной кислотой. Применение HF для карбонатных пластов недопустимо из-за образования нерастворимого осадка CaF2.
Соляная кислота агрессивна по отношению к стальному оборудованию (НКТ, обсадная колонна, насосные агрегаты, обвязка). Без ингибитора скорость коррозии углеродистой стали в 15% HCl при температуре 60 градусов может достигать десятков граммов на квадратный метр в час. Ингибиторы (Катапин-А, КИ-1 и др.) снижают скорость коррозии в 15-65 раз при дозировке 0,1-0,5% от объёма раствора.
Объём кислоты ограничивается давлением гидроразрыва пласта и давлением опрессовки эксплуатационной колонны. Типичные объёмы для простой СКО: 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности пласта. Для крупных карбонатных коллекторов общий объём может достигать десятков и даже сотен кубических метров. Объём подбирается индивидуально на основании данных гидродинамических исследований.
Предварительная промывка HCl необходима для полного удаления карбонатных минералов из ПЗП. Если закачать HF без предварительной промывки, фтористоводородная кислота вступит в реакцию с карбонатами, образуя нерастворимый фторид кальция (CaF2), который закупорит поры пласта и снизит проницаемость вместо её увеличения. Двухстадийная технология исключает контакт HF с карбонатами.
Время реагирования зависит от температуры на забое и типа породы. Для кальцита при температуре 60-80 градусов -- 0,5-2 часа. Для доломита реакция идёт значительно медленнее -- 2-4 часа. При повышенных температурах (свыше 100 градусов) время сокращается. Выдержка необходима для полного реагирования кислоты с породой; закачка следующей порции до нейтрализации предыдущей нецелесообразна.
При содержании карбонатов 3-15% применение HF возможно, но только после обязательной предварительной промывки ПЗП раствором соляной кислоты. Первая стадия (HCl 12-15%) полностью удаляет карбонатный материал из зоны обработки. Только после этого закачивается глинокислота (HCl + HF). При карбонатности свыше 15% применение HF недопустимо.
Пенокислотная обработка -- закачка аэрированного раствора кислоты с ПАВ в виде пены. Применяется при большой мощности пласта и низких пластовых давлениях. Преимущества: пена медленнее растворяет карбонатный материал (глубже проникает), имеет пониженную плотность (снижает гидростатическое давление) и повышенную вязкость (лучший охват по толщине пласта). Для проведения необходим компрессор и аэратор в дополнение к кислотному агрегату.
Основные показания: снижение дебита скважины при неизменном пластовом давлении; рост скин-фактора (по результатам гидродинамических исследований); снижение приёмистости нагнетательных скважин; наличие карбонатных или солевых отложений в ПЗП (по данным геофизических исследований и анализа проб). Кислотная обработка наиболее эффективна именно для скважин со сниженной продуктивностью из-за загрязнения ПЗП, а не из-за общего истощения пласта.
Настоящая статья носит исключительно ознакомительный и справочный характер. Информация предназначена для общего ознакомления инженерно-технических специалистов с методами кислотной обработки скважин и не может использоваться в качестве проектной документации или руководства к действию.
Автор не несёт ответственности за последствия применения данной информации при проектировании или проведении реальных кислотных обработок. Все работы должны выполняться специализированными организациями в соответствии с утверждёнными регламентами и проектами с учётом конкретных геолого-технических условий.
1. Ибатуллин Р. Р. и др. Технологические процессы добычи нефти. -- М.: ВНИИОЭНГ.
2. Стрижнев К. В. Ремонт нефтяных и газовых скважин. -- Уфа: Изд-во УГНТУ.
3. Economides M. J., Nolte K. G. Reservoir Stimulation. -- Wiley (SPE).
4. Williams B. B., Gidley J. L., Schechter R. S. Acidizing Fundamentals. -- SPE Monograph Series, Vol. 6.
5. McLeod H. O. Matrix Acidizing. -- SPE Journal of Petroleum Technology.
6. Ихсанов Х. И. Интенсификация добычи нефти методами кислотных обработок. -- М.: ВНИИОЭНГ.
7. Ибрагимов Л. Х., Хисамутдинов Н. И. Интенсификация добычи нефти. -- М.: Недра.
8. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. -- М.: Недра.
9. Горная энциклопедия / Под ред. Е. А. Козловского. -- М.: Советская энциклопедия (статья "Кислотная обработка скважин").
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.