/
Текст
М. Кристиан. с Сокол.
А .константинеску
УВЕЛИЧЕНИЕ
ПРОДУКТИВНОСТИ
И ПРИЕМИСТОСТИ
СКВАЖИН
Ing. Miron Cristian
Dr. ing. Sebastian Socol
Ing. Alexandru Constantinescu
Cre$terea productivitatii
receptivitafn sondelor
Editura tehnica
Bucurefti, 1M2
м.Кристиан. С сокол.
А. константинеску
УВЕЛИЧЕНИЕ
ПРОДУКТИВНОСТИ
И ПРИЕМИСТОСТИ
СКВАЖИН
МОСКВА •’ НЕДРА " 1985
УДК 622.276.6
Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и при-
емистости скважин: Пер. с румынск. М.: Недра, 1985, с. 184.
Приведены методы и технология, применяемые в мировой практике добычи
нефти и газа для восстановления и улучшения проницаемости пластов в призабой-
ной зоне скважин с целью интенсификации притока нефти и газа и увеличения при-
емистости скважин, в том числе морских. Описаны технические средства и материа-
лы для осуществления этих процессов. Изложены методы повышения продуктив-
ности глубоких и сверхглубоких скважин.
Для инженерно-технических работников, занимающихся добычей нефти и газа,
подземным и капитальным ремонтом скважин.
Табл. 36, ил. 26, список лит. - 91 назв.
Рекомендовано к переводу канд. техн. наукП.А. Петровым (ВНИИГаз).
М. Кристиан
С.Сокол
А. Константинеску
УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ И ПРИЕМИСТОСТИ
СКВАЖИН
Редактор издательства Н.Е. Игнатьева
Обложка художника Л.Н. К урьеровой
Художественный редактор В.В. Шутько
Технический редактор О.А. Колотвина
Корректор К.С. Торипцева
Оператор Л.Н. Жучкова
ИБ№6282
Подписано в печать 16.10.84. Формат 60*90 1/16. Бумага офсетная № 1. Набор вы-
полнен на наборно-пишущей машине. Гарнитура ’'Пресс-Роман". Печать офсетная.
Усл. печ. л. 11,5. Усл. кр.-отг. 11,88. Уч.-иэд. л. 13,22. Тираж 2900экэ.
Заказ 171 470-6- Цена 90 коп.
Ордена "Знак Почета" издательство "Недра",
103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Тульская типография Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
г. Тула, проспект Ленина, 109.
2504030300 - 203
43 (01)-85
231-85
© Перевод на русский язык,
издательство "Недра", 1985
ПРЕДИСЛОВИЕ
В условиях мирового энергетического кризиса происходит усиленное
развитие работ по интенсификации скважин. Нефтегазодобывающая про-
мышленность занимает особое место в национальной экономике благо-
даря важной роли, которая принадлежит углеводородам в обеспечении
сырьевой базы химической промышленности и как источнику энергии.
Для реализации плана добычи нефти и газа скважины должны экс-
плуатироваться с потенциальными дебнтами. В большинстве случаев
с этой целью необходимо проводить интенсификацию скважин для очи-
щения призабойной зоны после бурения и цементирования, освоения и
ремонта или после продолжительной эксплуатации. Выравнивание про-
филей притока и увеличение проницаемости продуктивных отложений
можно достигнуть только путем осуществления совокупности физико-
химических операций, комплексно воздействующих на призабойную
зону пласта.
В книге описаны технологии, оборудование и материалы, использу-
емые в Социалистической Республике Румынии и в мировой практике
для достижения указанных целей.
Книга носит сугубо прикладной характер и нацелена на то, чтобы,
используя опыт, накопленный нефтяной промышленностью Румынии,
снабдить инженерно-технических работников промыслов и специализи-
рованных предприятий сведениями, необходимыми для наиболее пол-
ного использования сырьевой базы страны.
АВТОРЫ
1. ФАКТОРЫ, УХУДШАЮЩИЕ СООБЩАЕМОСТЬ
ПЛАСТА СО СКВАЖИНАМИ, И ИХ ВЛИЯНИЕ
НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ИЛИ ПРЕМНОСТЬ СКВАЖИН
Благоприятные условия эксплуатации любого месторождения угле-
водородов и высокие коэффициенты нефтеотдачи обусловливаются
продуктивностью пласта, позволяющей получать относительно высокие
суточные дебиты нефти и газа, а также приемистость нагнетательных
скважин, принимающих необходимые объемы вытесняющего' агента
(воды, газа, воздуха н др.). В течение всего времени разработки мес-
торождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии
истощения могут проявиться факторы, нарушающие сообщение пласта
со скважиной, уменьшая продуктивность или приемистость скважин.
Рассмотрим наиболее распространенные случаи снижения притока, ме-
тодику определения продуктивности или приемистости скважин в за-
висимости от изменения проницаемости призабойной зоны пласта.
ФАКТОРЫ, УВЕЛИЧИВАЮЩИЕ ФИЛЬТРАЦИОННОЕ
СОПРОТИВЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта
может быть обусловлено его характеристиками, способом вскрытия,
а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов
в пористой среде и, соответственно, ухудшение проницаемости пласта.
НИЗКАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЛАСТА
При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном
пласте поверхность фильтрации по мере приближения в скважине умень-
шается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном дебите).
Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление. В вы-
сокопроницаемых пластах это сопротивление не препятствует полу-
чению достаточных дебитов скважин, в низкопроницаемых может пред-
определять недостаточные дебиты скважин, особенно на месторождени-
ях с пониженным пластовым давлением, где невозможны большие деп-
рессии на пласт. В таких условиях для повышения проницаемости при-
забойной эоны необходимы работы по интенсификации, такие как нейт-
ральный или кислотный гидравлический разрыв пласта.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ НЕСОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИН
Известно, что скважине гидродинамически совершенна, когда пол-
ностью вскрыт продуктивный пласт и ствол скважины не обнажен в
интервале продуктивного пласта, так что жидкость проникает из пласта
в скважину по всей поверхности пробуренного ствола.
Дебит#. (см3/с) гидродинамически сойершеиной скважины, вскрыв-
6
Шей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке
однородной несжимаемой жидкости, линейном законе сопротивления
И стационарном режиме фильтрации определяют из соотношения
2 • 103 7Г ЛЛ (Рил 1
kg In (Як/г£)
(1-1)
где к — проницаемость продуктивного пласта, мкм2; h — толщина плас-
та, м; р — давление на контуре, МПа; р — забойное давление, МПа^
R - радиус влияния скважины, м; г - радиус скважины, м; b - объ-
емный коэффициент жидкости; р - вязкость жидкости в пластовых
условиях, мПа • с.
Скважина, вскрывшая продуктивный пласт на глубину Лвск, мень-
шую, чем его толщина, гидродинамически несовершенна по степени
вскрытия.
Скважина, вскрывшая продуктивный пласт полностью, но перекрыв-
шая его перфорированной эксплуатационной колонной или щелевым
фильтром, гидродинамически несовершенна по характеру скрытия.
Дебит q — гидродинамически несовершенной по характеру и степени
вскрытия скважины в общем виде можно выразить следующим образом:
2 ‘ 10 век * (Рпл ~ Рз ) /, -ч
|„(Як/гс)] U '
Коэффициент С характеризует фильтрационное сопротивлеиие, вы-
званное несовершенством скважины, и определяется формулой
С = + С , (1.3)
где С}, С? - коэффициенты, характеризующие фильтрационные сопро-
тивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру
и степени вскрытия соответственно.
Коэффициенты С и С можно определить по формулам и диаграм-
мам, приведенным в (1,2, 3].
Выражение (1.2) можно представить в виде (1.1), если лс заменить
приведенным радиусом скважины Z :
г io3 я/, к - pj
q = -----------------------------. (1.4)
Следовательно, дебит гидродинамически несовершенной скважины равен
дебиту гидродинамически совершенной меньшего радиуса, определяемо-
го из соотношения
= (1.5)
Очевидно, чго если С > 0 при дополнительном фильтрационном сопротив-
лении на входе нэ пласта в скважину, то z
7
Коэффициент совершенства скважины а представляет собой отноше-
ние между реальным дебитом, т.е. дебитом гидродинамически несовер-
шенной скважины, и дебитом совершенной скважины в тех же условиях.
Таким образом
_^ = In КД) Ш Ак/,с
’с С+1п(/гк/гс> 1п*к/'Пр
(1.6)
Если о < 0,9, получаемый дебит может быть заметно меньше, чем
дебит совершенной скважины. Если же суммарная поверхность щелей
составляет одну-две десятых от поверхности колонны в интервале пласта
или перфорационные каналы достаточно глубокие и не заблокированы,
тогда а = 0,9-1, т.е. реальный дебит близок к дебиту гидродинамически
совершенной скважины.
В низкопроиицаемых пластах может быть а > 1 за счет создания
глубоких перфорационных каналов, например способом пескоструйной
перфорации. Тогда реально получаемый дебит скважины будет превышать
дебит гидродинамически совершенной скважины.
СНИЖЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважииы мо-
жет происходить по многим причинам, обусловленным бурением, ос-
воением, эксплуатацией или ремонтными работами.
Влияние глинистого раствора
Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его
параметров, так и от характеристик продуктивного пласта.
Во время вскрытия продуктивного пласта может происходить: про-
никновение глинистых частиц из бурового раствора в проводящие ка-
налы пласта; проникновение в пористую среду воды, фильтруемой
из глинистого раствора; попадание в поры пласта твердых частиц из гли-
нистого раствора; формирование глинистой корки на поверхности ствола
скважины.
Рассмотрим каждый процесс отдельно.
Проникновение бурового раствора в призабойную зону
происходит, когда размеры каналов и трещин в пласте значительно пре-
вышают размеры твердых частиц, находящихся в растворе во взвешен-
ном состоянии. В таких случаях освоение скважины усложняется, и для
получения хорошего притока жидкости к забою скважины необходимо
очистить последний от глинистого раствора.
Фильтрация воды из глинистого раствора в пласт проис-
ходит, когда размеры поровых каналов намного меньше размеров твер-
дых частиц, диспергированных в растворе, так что поверхность пород
ведет себя как фильтр.
Вода фильтруется из глинистого раствора при низком содержании
8
в нем коллоидных частиц и при попадании в него загрязняющих аген-
тов, которые преобразуют глииы иа основе натрия в трудно дисперги-
руемые на основе кальция, а также в случае несоответствующего пока-
зателя pH (очень высокий или очень низкий).
Фильтрация жидкости через бумажный фильтр описывается соот-
ношением
т/Г= mV+ п, (1.7)
где И - суммарный объем фильтрата, см3; t — время фильтрации, с;
т - коэффициент, зависящий от характеристик глинистой корки и ус-
ловий фильтрации; п — сопротивление фильтра до начала формирования
корки, константа.
В начале фильтрации т = 0, тогда
V=t/n. (1.8)
За короткое время образуется корка с толщиной, достаточной для
того, чтобы градиент давления стал одинаковым по всей поверхности
корки. Начинается этап фильтрации при постоянном давлении.
Для этого этапа значением п можно пренебречь и в случае применения
прибора Баройда или Фана можно записать
V 1 = чт. (1 9)
Влияние различных параметров на фильтрацию показано в более
общем законе:
V2 = 2 - IO10 Дрг/Хд, (110)
где к - проницаемость корки, м2; S - поверхность корки, м2; Др —
депрессия, Па; X — константа, определяемая гидратацией частиц; д -
вязкость жидкости, Па • с.
Вода, фильтруемая из глинистого раствора в продуктивный пласт,
ухудшает фильтрацию вследствие закупорки поровых каналов породы
или набухания и диспергирования глинистых минералов.
Закупорка водой капиллярных каналов, составляющих поровое
пространство пласта, возникает в тех случаях, когда порода преимущест-
венно смочена нефтью, а радиус глобул (шариков) воды г превышает
радиус капилляра г (изменение диаметра капилляра выражается ко-
эффициентом формы). Для того чтобы капля воды прошла зону сужения
капиллярного канала, необходимо создать перепад давления
Др = 2 с cos е (у---------J7—), (1.11)
Г 1 2
где о - поверхностное натяжение на границе раздела вода—нефть; в —
угол смачивания вода—порода.
9
При низком пластовом давлении невозможно создать депрессии,
обеспечивающие вынос воды из пласта, особенно при небольших радиу-
сах каналов (менее 0,002 см). В подобных случаях очень важно не до-
пускать проникновения воды в продуктивный пласт. Если же это слу-
чилось, рекомендуется обработать пласт ПАВами, снижающими поверх-
ностное натяжение на границе раздела вода—нефть, облегчая вынос воды
из призабойной эоны скважины.
Набухание и размокание глин в продуктивном пласте представляют
собой сложное явление, которое возникает в тех случаях, когда нару-
шается равновесие между глиной и пластовой водой в результате про-
никновения в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Это
явление снижает проницаемость пласта и продуктивность скважины.
Набухание глины выражается в увеличении ее объема вследствие удер-
жания воды за счет абсорбции в кристаллической решетке (проникно-
вение внутрь частицы) и адсорбции на поверхности глинистых частиц
(проникновение между частицами).
Породы-коллекторы содержат обычно от 1 до 10 % глинистых мине-
ралов. В плотных сцементированных породах глины обычно являются
цементирующим веществом и часто покрывают стенки пор. В несцемен-
тированных они рассеяны или встречаются в виде скоплений частиц лин-
зовидной формы, иногда представлены тонкими пластами, переслаи-
вающими продуктивные отложения.
Глнны состоят из мелких кристаллических частиц, решетка которых
представлена атомами силиция, алюминия, группы ОН, щелочных и ще-
лочноземельных металлов. Глинистые минералы характеризуются вы-
сокой дисперсностью, малыми размерами частиц, соответственно большой
удельной поверхностью, высокой способностью к ионному обмену и
гидратации.
В месторождениях углеводородов встречается много разновидностей
глинистых минералов, которые могут быть классифицированы следую-
щим образом.
Группа монтмориллонита, куда входят и бейделлит, нонтронит,
гекторит, сапонит и вермикулит.
Группа иллита, где выделяют мусковит и глауконит.
Группа каолинита, куда включают также диккит и накрит.
Группа хлорита.
Группа минералов со смешанной межслойностью и неравномерной
структурой. Из этой группы выделяются сложно идентифицируемые
минералы (аттапульгит, сепиолит и др.).
Наибольшей способностью к гидратации среди глин обладают ми-
нералы из группы монтмориллонита. Вода, фильтруемая из буровых
растворов, проникает между структурными слоями минерала и может
увеличить его объем в 8-10 раз по сравнению с первоначальным.
Раствор хлористого натрия предотвращает гидратацию глин только
при высоком содержании NaCl (более 15 %), а при меньшем приводит
к набуханию глинистых пород почти такому же, как и пресная вода.
Более низкая гидратация глинистых пород происходит при вэаимодей-
10
ствии с растворами хлористых кальция СаС12 или магния MgCl , а самое
небольшое набухание — при взаимодействии с раствором хлористого
калия КО.
Одновременно с набуханием при контакте с пресной водой (или
с водой, минерализация которой отличается от пластовой) происходит
и диспергирование глинистых минералов на одно- или многокристал-
лические частицы. .Дисперсные частицы перемещаются вместе с жидкостью
до тех пор, пока не встретятся поры с меньшими размерами, где частицы
осаждаются (выпадают), блокируя поровые каналы в продуктивном
пласте и создавая так называемый клапанный эффект.
Набухание и размокание глин — практически необратимые процес-
сы, поэтому обработки, проводимые в скважине, могут только частично
восстановить проницаемость продуктивного пласта в зоне воздействия.
Существует много способов обработки скважин для устранения
блокировки пласта набухшими и размокшими частицами глин, которые
основаны на использовании растворов с двухвалентными катионами
кальция и магния, с гидрофобными катионами, такими как аминосо-
единения, растворов ацетона, спиртов или нефтепродуктов с поверх-
ностно-активными веществами или без них, а также растворов, полу-
ченных прн растворении в пентане тяжелых фракций переработки нефти,
богатых смолами и асфальтенами, и т.д.
Эффективность применения первых из перечисленных растворов
незначительна, бопее предпочтительны последние из них. Вместе с тем,
ни один из этих растворов не позволяет полностью устранить блокиров-
ку.
На многих скважинах Румынии получены хорошие результаты по
восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта при кратко-
временном горении [5], в результате чего в продуктивном пласте вода
полностью преобразуется в пар вследствие повышения температуры
и изменяется структура глины. Происходит процесс спекания. Глина
теряет способность к гидратации.
Очевидно, что наилучшая гидродинамическая связь пласта со сква-
жиной достигается с помощью защитных мероприятий, предотврадающих
проникновение в пласт еще на стадии его вскрытия жидкостей, которые
приводят к гидратации гпикы. Для этого во время бурения, спуска об-
садных колонн, перфорации и других работ рекомендуется использовать
буровые растворы с низкой проникающей способностью и с содержанием
солей, которое не нарушает существующее равновесие и предотвращает
возможное набухание и размокание глины (эмульсии типа вода в мас-
ле, жидкости на основе хлористого калия или хлористого алюминия
и др.).
Твердые частицы с размерами меньшими, чем поры плас-
та, могут проникать в него до тех пор, пока не встретятся поры меньше-
го диаметра, где оии задерживаются, блокируя проходное сечение. Это
явление аналогично диспергированию глины в продуктивных породах
и миграции ее частиц в пористой среде.
Исследования показали, что в призабойной зоне пласта, загрязнен-
11
ной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницае-
мость для нефти снижается в 5—6 раз [6].
Корка, формирующаяся на стенках ствола скважины,
состоит из твердых частиц бурового раствора с большими размерами,
чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в
каналы пористой среды. Толщина корки зависит от соотношения раз-
меров частиц глинистого раствора и пор вскрытого пласта, объема фильт-
руемой воды, содержания твердых частиц в буровом растворе и т.д.
При освоении скважин, особенно в пластах с низким давлением,
глинистая корка затрудняет приток нефти и требует специальной обра-
ботки забоя для ее удаления.
Выпадение в призабойной зоне пласта посторонних примесей
из воды, случайно попадающей в скважину
Во время текущего или капитального ремонтов скважин возникает
необходимость введения воды в скважину. Возможность выпадения
из нее посторонних примесей и проникновения воды в продуктивный
пласт создает те же трудности, о которых говорилось выше в связи с
фильтратом бурового раствора (блокирование водой, набухание и раз-
мокание глин).
В процессе эксплуатации в скважинах может появиться пластовая
вода, из которой в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и,
как следствие, часть солей, растворенных в воде, отлагается в порах
пласта, уменьшая их проходные сечения. Одновременно с появлением
в скважине воды в призабойной зоне пласта может образоваться эмульсия
нефть—вода, которая блокирует зону перфорационных отверстий. Дис-
пергированные глинистые Частицы, которые мигрируют через поры,
увеличивают стабильность эмульсии и еще' больше затрудняют ее уда-
ление.
Появление зоны с высокой газоиасыщенностью при падении
пластового давления ' 4
Этот процесс обусловливает существенное снижение относительной
(фазовой) проницаемости нефти, а следовательно, н eg дебит. Для борь-
бы с этим в пласт можно закачать нефть или временно остановить сква-
жину.
Выпадение в призабойной зоне тяжелых углеводородов
Этот процесс происходит во время эксплуатации, особенно на глу-
бинах, где температура не превышает 30-40 °C. Такие отложения, состоя-
щие из парафина, церезина или других тяжелых углеводородов, могут
существенно ухудшать проницаемость пласта, и для ее восстановления
требуются периодические обработки.
Операции по закреплению песка или по селективной
изоляции вод
Эти работы могут приводить к уменьшению проницаемости приза-
бойной зоны пласта за счет частичной закупорки пор пластическими
массами, которые используются при этих операциях, а иногда даже вслед-
ствие блокирования водой.
ВЛИЯНИЕ УВЕЛИЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПГДТИВЛЕНИЯ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
Повышенное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне
пласта вызывает заметное снижение добывных возможностей скважины.
Поэтому знание степени гидродинамической сообщаемое™ пласта с
каждой скважиной имеет решающее значение для выбора и проектиро-
вания операций по интенсификации скважин и для рациональной разра-
ботки месторождений углеводородов.
Рассмотрим влияние на дебит скважины изменений проницаемости при-
забойной зоны пласта и определение последствий ее загрязнения с по-
мощью исследования скважин [1,2, 3, 6, 7, 8, 9].
ДЕБИТ СКВАЖИНЫ С УХУДШЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЭОНЫ ПЛАСТА
Kot да в результате загрязнения вокруг скважины, соосно с ней,
образуется зона 1 радиусом R с пониженной проницаемостью к , перво-
начальная проницаемость к пласта сохраняется лишь в более удаленной
зоне 2, ограниченной радиусом контура пласта или зоны влияния сква-
жины R , который принимается обычно равным половине расстояния
между двумя соседними скважинами (рис. 1.1).
Принимая остальные исходные условия такими же, как при выводе
уравнения (1.1) для однородного пласта с проницаемостью к = к , с
учетом того, что на границе зон 1 и 2 р < р< р^, можно записать:
2. ю3 як h (Р - р)
lii ~ bp\n(R / УТ * ’ О-12)
к
2 • 103 Я* h <Р - PJ
„ = ---------1-------------- /1 12 4
В то же время дебит q скважины, вокруг которой проницаемость
изменилась, можно определить из аналогичного соотношения, в которое
вводится средняя проницаемость к , учитывающая ее уменьшение до
к вокруг скважины и сохранение е? первоначального значения Л: в ос-
тальной части пласта, и полную депрессию (р - р ) от контура зоны
дренажа до скважины:
13
Рис. 1.1. Горизонтальное сече-
ние пласта, имеющего две
зоны с различной проница-
емостью
2 • 103 ТТЛ к {р - р )
п =_________________cP к V
‘‘ср ЛДI п (/?к/г с)
(114)
?ср Ч2 41- (1.15)
Если проницаемость по пласту равна
первоначальной к, то дебнт скважины
определяют следующим образом:
2 • 103 uh к (р - р )
__________2 к з
ьи 1П (Я /Г )
г ' к с
(116)
Падение давления от контура до скважины с учетом двух зон мож-
но представить в виде
РК~Р2 = Ч- Р) + (Р-Р3)-
(1-17)
Подставив значение депрессии из (1.17) в (1.16), (1.12) и (1.13)
с учетом (1.15), получим отношение между дебитом скважины с по-
ниженной проницаемостью призабойной зоны и дебитом той же скважины
при условии сохранения первоначальной проницаемости во всем пласте
?о к In (Я 1г ) + к In (Я )г ) ’ v • >
1 К С 2 с
которое называется относительной продуктивностью и указывает степень
снижения дебита за счет загрязнения призабойной зоны пласта.
Используя соотношения (1.14) и (1.16), можно записать
П = q lq = к /к . (1.19)
'ср О ср 2 л
Из (1.18) и (1.19) для средней проницаемости получим следующее
выражение:
А- = ------------------------------------. (1.20)
ср к In (Я /Я) + * In (Я /г ) v f
1 К 2 С
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ
ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИНЫ НА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ
ФИЛЬТРАЦИИ
Добывные возможности скважины характеризует' коэффициент
продуктивности К, показывающий, какой дебит нефти может быть полу-
чен при депрессии на пласт в 1 МПа,
14
К = qH I (рк - Рз),см3/(с-МПа).
(121)
Из (1.21) и (1.1) с учетом того, что для нефтяной скважины -
- и А = к , можно записать
чи н
2 • 10 ЯйА
н
, см3/(с • МПа).
(1-22)
Для сравнения продуктивности скважин, вскрывающих один и тот
же различный по_ толщине пласт, используется удельный коэффициент
продуктивности К, который представляет собой отношение коэффициента
продуктивности к толщине пласта в рассматриваемой скважине:
Коэффициент продуктивности позволяет при сравнительном анализе
выявить скважины, которые требуют интенсификации. Его определение
до и после работ по интенсификации на скважине позволяет объективно
оценить их эффективность и при необходимости повторить обработку
с улучшенными параметрами: большим объемом кислотного раствора,
закачиваемого в пласт, с более высокой скоростью нагнетания и т.д.
или в другом варианте (например, гидроразрыв с кислотной эмульсией
вместо комплексной кислотной обработки и т.д.).
Периодическое определение коэффициента продуктивности скважины
дает возможность анализировать его изменение во времени, которое
отражает степень выработанности месторождения. Различные изменения
коэффициентов продуктивности во времени на скважинах, эксплуати-
рующих один и тот же продуктивный объект, обычно обусловлены бло-
кировкой призабойных зон скважин.
По известным коэффициентам продуктивности из (1.22) и (1.23)
можно определить эффективную проницаемость (мкм2) для нефти
V
2 10‘* яй 2 103 Я
(1-24)
При незагрязненной призабойной зоне пласта с начальной проница-
емостью (1.24) получают к , соответствующую к из (1.16). Когда при-
забойная зона пласта загрязнена и имеет проницаемость к , меньшую
чем начальная проницаемость к , из (1.24) получают среднюю к (к <
< к < к^). В этом случае, если известна проницаемость к , можйо наити
относительную продуктивность скважины из (1.19). 2
Выражение (1.1), положенное в основу приведенных соотношений,
выводится исходя из гипотезы стационарной фильтрации жидкости в
скважину, предполагающей, что в любой точке пласта на любом расстоя-
нии от забоя скважины давление после стабилизации процесса не изменя-
15
Рис. 1.2. Индикаторные кривые (стационарная фильтрация)
ется во времени. Это условие практически реализуется в эоне дренажа
радиусом R скважины, если она достаточно продолжительное время
работает с постоянным дебитом.
На основе измерений дебитов скважины при различных депрессиях
на пласт в условиях стационарной фильтрации можно построить график
зависимости q = / ( Д р), называемый индикаторной кривой (рис. 1.2).
При стационарной фильтрации однородной жидкости индикаторная
линия имеет вид прямой (рнс. 1.2, прямая 2), проходящей через начало
координат, которая описывается уравнением (1.21). Следовательно,
наклон этой прямой и есть коэффициент продуктивности, который в дан-
ном случае постоянен. При нестационарной фильтрации индикаторная
кривая имеет изгиб в сторону оси дебитов (кривая /). Если пластовое
давление ниже давления насыщения, то происходит фильтрация неод-
нородной жидкости и индикаторная кривая изгибается в сторону оси
перепадов давления (кривая 3).
Пример 1.1. Нефтяную скважину А эксплуатируют, продолжительное время
с постоянным дебитом при забойном давлении, превышающем давление насыщения,
т.е. происходит стационарная фильтрация однородной жидкости. При этом дебит
нефти q — 772 см3/с; давление в работающей скважинер = 15,01 МПа; в останов-
ленной р = 15,31 МПа; объемный коэффициент нефти % = 1,2; вязкость неф-
ти р = Г5 мПа • с; радиус влияния скважины R — 200 м^ радиус скважины г =
= 0,11м; эффективная толщина пласта Л =13м. к с
Из (1.21), (1.23) и (1.24) получают
К - -----122-------- 257 см-’/ (с . мпа) ;
15.31-15,01
К = " 'if = 198 СМ?/ <С ' М ' МПа);
к = 198
и
1,2 1,5 -2000
2•105 • 3.14
— 0.43 мкм2.
16
Далее через каждые 24 ч изменяют рабочий дебит скважины и замеряют дебит
И забойное давление. Наклон прямой (см. рис. 1.2) соответствует коэффициенту
Продуктивности, равному 2558 см3/(с- МПа). Полученное таким образом его зна-
чение близко к вычисленному на основе единственного измерения.
Аналогично коэффициент приемистости удельный коэффициент приемис-
тости А'в для нагнетательной скважины и эффективную проницаемость для воды
А определяют "% • 10э Я Л к в , см‘ / (с • МПа); (.25)
р1 - Рт V, In (Я /г ) к с
ч = к ...% 2 10Э7ГА- в.
h h{psp«J b р In (Я , в в к ''с’ (1.26)
b р In (Л 1г ) В В КС К в я . к 2 b ц In , мкм , В в г с (1.27)
в в 2 • 103 ЯЛ 2 • 103я
где р. - давление на забое скважины во время закачки воды с постоянным деби-
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ
СКВАЖИНЫ НА НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ
Исследование скважины при стационарных режимах фильтрации
требует длительной ее остановки для восстановления забойного давления
от динамического р до статического р в зоне влияния этой скважи-
ны. Для сокращений продолжительности остановки скважины исследова-
ния проводят при нестационарном режиме фильтрации, которые базиру-
ются иа интерпретации изменения во времени забойного давления после
ее остановки. Графическое представление указанной зависимости назы-
вается кривой восстановления давления (рис. 1.3). Расчетные зависи-
мости, используемые для этой цепи, основываются иа решениях урав-
нений нестационарной фильтрации жидкости через пористые среды [1,
2, 3, 4, 6, 7]. В этом случае принимают, что скважина, расположенная
в бесконечном пласте с плоскорадиальной фильтрацией однородной
жидкости, в течение времени Т работает с установившимся дебитом q:
Затем скважину закрывают на время t, в течение которого измеряют
давления
Р, = Рил - - 2-3 * < -7^-)- • О-28)
Для малых t изменение давления в скважине соответствует кри-
волинейному участку (вследствие загрязнения пласта вокруг ствола
скважины), по мере возрастания t завнснмость в полулогарифмических
координатах приближается к прямой, описываемой (1.28).
Для больших значений времени t можно принять Т + tit — t/t = 1
или 1g (Г + t)/t = 0. Следовательно, из (1.28) получают р = р , т.е.
давление в скважине достигает статического давления рпл, которое можно
2-271
17
t
Рис. 1.3. Кривая восстановления давления (нестационарная фильтрация)
определить экстраполяцией прямой (см. рис. 1.3). Из (1.28) видно, что
наклон i прямой равен
i = 2,3 1О‘Э qpblAirkh . (1.29)
Из этой зависимости можно определить
kh = 2,3 10“э ?д*/4тг/, (1.30)
а также эффективную проницаемость для жидкости
к = 2,3 Ю’3 q ph I 4 я hi . (1.31)
Снижение проницаемости в призабойной зоне пласта (скин-эффект)
обусловлено дополнительными потерями давления
где 5 — коэффициент скин-эффекта, который для продолжительности
простаивания скважины в 1 ч выражается следующим образом:
S = 1,151 (—------------------------------- 3,908). (1.33)
18
Здесь р ] - давление в скважине спустя 1 ч с момента ее закрытия, МПа;
р0 ~ динамическое давление в скважине в момент ее закрытия, МПа;
т - пористость пласта; д - вязкость нефти, мПа - с; 0 - коэффициент
сжимаемости, МПа’1.
Из (1.32) и (1.29) можно найти
Рдо„= 0,87 5/ . (1,34)
Фактические коэффициенты продуктивности скважины определяют
путем деления дебита иа депрессию, т.е.
Кф= Ч1{Р^ Рз0>-
(1-35)
Если из фактической депрессии вычесть дополнительные потери
давления, то получится идеальный коэффициент продуктивности сква-
жины
г = --------------------
Ли Рэ - Рз0 ' Рдоп
(1.36)
Отношение упомянутых коэффициентов продуктивности представ-
ляет собой относительную продуктивность скважины:
К
(1-37)
Пример 1.2. Скважину В эксплуатировали при упругом режиме с дебитом
нефти перед остановкой q —463 см3/с. Суммарный отбор нефти до закрытия сква-
жины Q — 26980 • 106 см3, динамическое давление в момент закрытия р =
« 24,05 МПа. эффективная толщина пласта h = 12 м, динамическая вяэкосЛ нефти
д = 0,8 мПа • с, объемный коэффициент b = 1,136, коэффициент сжимаемости
Д = 220 • 10"5 МПа"1, пористость т = 20 % и радиус скважины г с = 10 см.
После закрытия скважины замеряли изменение давления в скважине во вре-
мени (табл. 1.1).
По рис. 1.3 определен уклон полученной прямой i .
Статическое давление, определенное экстраполяцией прямой до значения
'р (Т + f/П = 1, равно = 32,4 МПа.
Если до закрытия скважина проработала время Т = 5831,64 • 104 с, то спустя
час после закрытия (t = 1 ч = 0,36 • 104 с) абсцисса будет иметь значение (Г +
* O/z = 1,62 • 10 , а со<$твстствую1Цая ордината Рз1 = 24,48 МПа.
Время эксплуатации скважины до се закрытии может быть определено следу-
ющим образом:
/=(№=26980 106/463 =5827,68 • 104 с.
Из (1.30) найдем*» =2,3 . 103 463 . 0,8 . 1,136/(4 . тг. 1,2) =0,0642 мкм2 м.
Эффективная проницаемость из (1.31) равна к =0,0642/12=*.35. Ю 3 мкм2.
Скин-эффект из (1.33) будет
1.151 (.24^ 24.0^ ---------5J 5 10.
1,2 0.2-0.8-220-10 5-102
-3.908) =3.892.
Дополнительные потери давления, обусловленные ухудшением проницаемости
в призабойной эоне пласта, из (1.34) равны: = 0.87 3,892 • 1,2 =4.06 МПа.
19
Таблица 1.
Результаты исследования скважины при нестационарном режиме
Время после закрытия t, с Динамичес- кое давление р^, МПа <Г+Г)/Г Время после закрытия 1, с Динамическое давление р , МПа 3 (Г+О/1
1942,5 24,3 30000 58276,8 28,8 1000
3688,4 24,5 15 000 79831,0 28,95 730
7284,6 25,1 8000 140426,0 29,25 415
12950,0 25,6 4500 200954,0 29,45 290
18211,0 25,95 3200 323760,0 29,63 180
32376,0 28,8 1800 485640,0 29,9 120
56855,0 27,95 1025
Фактический коэффициент продуктивности из (J.35) будет:
К = 463/(32,4 - 24,05) =55,4см3/(с МПа).
Ф
Идеальный коэффициент продуктивности из (1.36) будет:
=463/(32,4 - 24,05.-4,06) = 108 см3/(с . МПа).
Относительную продуктивность можно определить из (1.37) следующим об-
разом:
/7 = 55,4/108,0 = 0,513 = 51,3 %.
Таким образом, видно, что призабойная эона скважины значительно загряз
йена и Требует работ по интенсификации добычи.
2. СПОСОБЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ СКВАЖИН
И ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПОЛОЖЕННЫЕ В ОСНОВУ ИХ
ВЫБОРА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ
При эксплуатации месторождений углеводородов существует мио,
жество причин, которые могут нарушать связь продуктивного пласта cq
скважинами. Для частичного или полного устранения этих нарушения
разработаны и используются многие способы, адекватные различным
условиям, встречающимся на скважинах.
Рассмотрим способы улучшения сообщаемое™ между пластом и
скважиной, а также основные характеристики, обусловливающие выбор н
проектирование операций по обработке скважин для увеличения их про-
дуктивности или приемистости.
СПОСОБЫ УЛУЧШЕНИЯ СООБЩАЕМОСТИ МЕЖДУ ПЛАСТОМ
И СКВАЖИНОЙ
Проницаемость продуктивного пласта может быть нарушена только
у стенок ствола скважины с возможным захватом зоны в непосредствен!
ной близости от него. В дальнейшем это нарушение может распространить
ся относительно глубоко в призабойную зону пласта радиусом R (см.
рнс. 1.1). Продуктивность скважины может существенно снижаться а
20
зависимости от глубины загрязне-
ния, особенно же от степени
снижения проницаемости приза-
бойной зоны пласта, как это по-
казано на рнс. 2.1 [10].
Таким образом, если в плас-
те с проницаемостью к —
• 0,020 мкм2 она уменьшается
до А: = 0,001 мкм2 в радиусе
R = 25 см (соответственно R -
-г = 15 см), то продуктив-
ность скважины снижается не
только в 20 (как в упомянутом
случае), но в 50 раз и больше
и на значительно большем радиу-
се. Такне случаи отмечаются при
освоении новых скважин, когда
они могут быть пущены в экс-
плуатацию с промышленными де-
битами только после обработок
для ликвидации загрязнения.
Решающее значение при вы-
боре способа интенсификации в
каждом конкретном случае имеет
Рис. 2.1. Снижение продуктивности,
обусловленное загрязнением призабой-
ной зоны пласта, от глубины зоны
загрязнения
необходимая глубина обработки про-
дуктивного пласта для восстановления или улучшения проницаемости.
Поэтому по глубине воздействия на пористую.среду способы интенсифи-
кации скважин можно разделить на две большие категории: способы
с небольшим радиусом воздействия и способы с большим радиусом
воздействия.
ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ УЛУЧШЕНИЯ СООБШАЕМОСТИ ПЛАСТА
СО СКВАЖИНОЙ С НЕБОЛЬШИМ РАДИУСОМ ВОЗДЕЙСТВИЯ
Использование взрывчатых веществ
К ним относятся пулевая, кумулятивная перфорации, различные
варианты торпедирования (общее торпедирование пласта, направленное
юрпедирование, перфорация взрывными снарядами) и т.д.
При недостаточной сообщаемости между пластом и скважиной можно
повторно провести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для-
повышения ее эффективности скважина заполняется не глинистым раст-
вором или водой, а жидкостями, не загрязняющими вновь созданные
перфорационные отверстия.
При твердых и плотных породах можно торпедировать продуктивный
пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта
в гильзах, и электрическим взрывателем, который подрывают с помощью
кабеля с устья скважины. Гильзы изготавливают из металла, асбеста
или пластмасс.
21
В качестве взрывчатых веществ наиболее часто используют нитро-
глицерин. динамит, тротил и др. Взрыв может создавать в продуктивном
пласте каверны и трещины. Таким образом, одновременно с улучшением
сообщаемое™.пласта со скважиной (создание каверны в стенках ствола
скважины) увеличивается и проницаемость пласта в зоне с большим ра*
диусом (создание микро- и макротрещин, которые могут распространять-
ся на десятки метров).
Направленное торпедирование можно осуществить за счет исполь-
зования соответствующей внешней формы заряда н вставок иа пути
взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать
торпеды бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного и
вертикального действия.
Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия
в колонне и цементном кольце, проникая в породу, и, взрываясь, образу-
ют каверны и трещины.
Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которо-
го содержатся заряды кумулятивного действия. Каждая ячейка с проти-
воположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего
профиля (например, в форме конуса). Таким образом, газообразные
продукты взрыва направляются вдоль оси заряда в виде мощной струи,
которая создает в колонне, цементе и породе канал в соответствующем
направлении.
Очистка ствола скважины и зоны перфорации поверхностно-
активными веществами или кислотными ваннами
Используемые при этом жидкости состоят либо из растворов 1 —
5 %-ных поверхностно-активных веществ, растворенных (или дисперги-
рованных) в воде, либо из раствора с содержанием 15 % HCI, в который
добавляется 0,5-2 % ингибитора коррозии и иногда 1-4 % фтористово-
дородной кислоты. В некоторых случаях используют смешанные составы
кислот и поверхностно-активных веществ. Обычно скважину промывают
одним из упомянутых растворов, затем в пласт закачивают рабочую
жидкость в объеме 0,3 0,7 м3 на каждый метр интервала перфора-
ции. Для кисло 1ных составов дастся выдержка 1 6 ч, а для поверхност-
но-активных веществ без кислоты выдержка составляет 24 ч, затем
отработанный раствор удаляют и скважину пускают в работу или при-
ступают к обработке пласта, используя способ с большим радиусом
воздействия.
Использование поверхностно-активных растворов для промывки
скважины или закачки в пласт на небольшую глубину обеспечивает дис-
пергирование и удаление со стенок скважины или из пласта твердых
частиц и фильтрата бурового раствора, а также водонефтяной эмульсии.
Кислотные ванны очищают от глинистою раствора новые скважины
(или вышедшие из капитального ремонта), а также ликвидируют отло-
жения солей из пластовой воды, накопившиеся в процессе эксплуатации
старых скважин.
Повышение температуры в стволе скважины в интервале
продуктивного пласта. Термические способы
Для повышения температуры можно использовать циркуляцию
горячей жидкости в скважине, термохимические процессы, электри-
ческие нагреватели или газовые горелки. Продолжительность нагрева
юны перфорации скважины обычно составляет 5—50 ч. При этом проис-
ходит разжижение отложений твердых углеводородов (парафина, смол,
асфальтов и т.н.), которые затем удаляются при пуске скважины в
эксплуатацию.
Циркуляция горячих жидкостей в скважине легко реализуема, но
при глубинах бопее 100—200 м мало эффективна вследствие больших
потерь теплоты из скважины в отложения вскрытого геологического
разреза.
В электрических нагревателях применяют систему электрических
сопротивлений, смонтированных в трубе, которую устанавливают на кон-
це колонны НКТ. Питание электрической энергией осуществляется по
кабелю с поверхности. Существуют и нагреватели, основанные на ис-
пользовании токов высокой частоты. Электрические нагреватели могут
находиться на забое скважины н во время ее эксплуатации. Запуск и
остановка нагревателей в этом случае осуществляются включением и
выключением питания электрической энергией.
Газовые горелки состоят из трубчатой камеры, спущенной в сква-
жину, с двумя концентрическими колоннами насосно-компрессорных
труб. По трубам малого диаметра нагнетают горючие газы, по кольце-
вому пространству - первичный воздух, а по колонне - вторичный.
Инициирование горения осуществляется подачей электрической энергии
по кабелю с поверхности. Другим кабелем с термопарой измеряется
температура снаружи горелки, которая не должна превышать 300 -
400 °C, чтобы не повредить колонну скважины. Температуру на же-
лаемом уровне поддерживают соответствующим регулированием объ-
емов нагнетания газов и воздуха.
Термохимическая обработка базируется на выделении теплоты на
забое скважины за счет химического процесса, которая расплавляет
тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины, с целью
последующего их удаления. Для этого используют реакцию 15 %-ного
раствора HCI с едким натром (NaOH). алюминием и магнием.
В результате реакции 1 кг едкого иатра с соляной кислотой выделяет-
ся 2868 кДж теплоты. Большее количество теплоты получают при ре-
акции HCI с алюминием (которая генерирует 18924 кДж на 1 кг AI).
Однако при этом образуются хлопья гидроокиси алюминия А1(ОН) ,
которые способны забивать поры и проточные каналы в продуктивном
пласте. Наиболее эффективно использование магния, который при ре-
акции с HCI выделяет 19259 кДж, а хлористый магний MgCl хорошо
растворяется в воде.
Для обработки скважины труба с щелями набивается стружками
или кусочками магния, закрепляется под башмаком насосно-компрес-
23
сорных труб в интервале перфорации скважины, и затем в НКТ зака-
чивают раствор HCI.
ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ УЛУЧШЕНИЯ СООБЩАЕМОСТИ
ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА СО СКВАЖИНОЙ С БОЛЬШИМ
РАДИУСОМ ВОЗДЕЙСТВИЯ
Кислотные обработки призабойной эоны продуктивного пласта
Эти способы главным образом используют в песчаных породах с
содержанием карбонатов более 20 % или с цементирующим материалом,
состоящим из карбонатов кальция или магния.
Основной используемой кислотой является НС1. Она эффективно
воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые
н легко удаляемые хлориды. Соляная кислота является дешевой и не-
дефицитной. Используются и другие кислоты: уксусная, муравьиная н
др. В кислотные растворы вводятся и различные присадки: ингибиторы
коррозии, комплексирующие агенты, присадки для уменьшения поверх-
ностного натяжения, замедления реакции, рассеивания и т.д.
При закачке в пласт кислотного раствора при давлениях нагнетания
меньших, чем давление гидроразрыва, очищаются и расширяются поры
в призабойной зоне пласта или трещины и микротрещины в породе-
коллекторе, восстанавливая, таким образом, ухудшенную проницае-
мость обработанной зоны, а в некоторых случаях даже увеличивая ее
первоначальное значение.
При равномерном проникновении кислотного раствора в пустоты
продуктивного пласта вокруг скважины радиус зоны проникновения
непрореагировавшей кислоты определяют из выражения
где q — объем кислотного раствора, см3/с; t - продолжительность реак-
ции до нейтрализации кислотного раствора, с; h - толщина пласта, см;
т - пористость породы в долях единицы; г - радиус скважины, см.
Технология работ следующая: скважину очищают и заполняют нефтью
или водой (соленой или пресной) с присадкой 0,1-0,3 % поверхностно-
активного вещества. На поверхности готовят кислотный раствор с добав-
ками необходимых компонентов, последовательность введения которых
устанавливают преимущественно по данным лабораторных исследований.
Кислотный раствор закачивают в насосно-компрессорные трубы при
открытой задвижке на затрубном пространстве скважины. Когда он
достигает интервала перфорации скважины, закрывают упомянутый
вентиль и закачивают кислотный раствор по трубам до тех пор, пока он
не проникнет в продуктивный пласт, причем на последнем этапе раствор
продавливают нефтью или водой с присадкой 0,1-0,3 % поверхностно-
активного вещества. Выдерживают 1-6 ч (но не более) для реакции кис-
24
лоты, затем раствор удаляют. Скважину вводят в эксплуатацию. При
этом внимательно наблюдают за изменением дебита для определения
эффекта от проведенной обработки.
• Существуют различные технологические варианты кислотной об-
работки, как то: простая, селективная, повторная, поочередная, с виб-
рацией и т.д.
Селективную кислотную обработку проводят для нескольких плас-
тов с различной проницаемостью при необходимости последовательной
обработки каждого пласта. Пласты при этом изолируют пакерами или
гелями.
Повторную кислотную обработку делают иа скважинах, где первич-
ная дала положительные результаты, но повышенный дебит нефти со-
хранялся непродолжительное время. В этом случае обработку* можно
повторить несколько раз, каждый раз увеличивая на 25-50 % объем
кислотного раствора, нагнетаемого в продуктивный пласт. При повторе-
нии перед кислотным раствором можно закачать хлористый кальций
млн другое адекватное вещество для временной закупорки более ши-
роких каналов (или зоны повышенной проницаемости) и обеспечения
проникновения кислоты в более мелкие каналы, которые не были охва-
чены воздействием.
Поочередные кислотные обработки являются фактически повторны-
ми обработками, которые проводятся подряд без пуска скважины в экс-
плуатацию. Однако было бы неплохо после закачки каждой порцин кис-
лотного раствора удалять продукты реакции из пласта.
Кислотная обработка с вибрацией основывается на закачке раствора
через вибратор, устанавливаемый в башмаке насосно-компрессорных
труб. Возникающие вибрации, усиленные колебаниями столба жидкости
в кольцевом пространстве, создают в продуктивном пласте сеть микро-
трещин, в которые проникает кислотный раствор, обеспечивая, таким
образом, повышенную эффективность.
Гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной
зоне скважины
Этот способ используется в пластах, представленных твердыми,
плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки,
доломиты и т.д.).
Давления разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под
высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются
существующие трещины и микротрещииы или создаются новые, которые
могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и
скважиной.
В жидкость разрыва вводят расклинивающие агенты (кварцевый
песок, скорлупа грецких орехов, стеклянные шарики, сферические час-
тицы алюминия, шарики окиси циркония и т.д.), которые про^шкают в
трещину, где и остаются при пуске скважины в эксплуатацию, сохраняя
в дальнейшем трещину в раскрытом состоянии. Закрепляющие агенты
25
должны обладать высокой прочностью на сжатие, хорошей проницае-
мостью после упаковки (укладки) в трещине и быть совместимыми
с жидкостью разрыва и флюидами продуктивного пласта.
Жидкость разрыва должна быть высоковязкой с низкими фильтра-
ционными свойствами для предотвращения ее проникновения в про*
дуктивные отложения и обеспечения повышения давления до уровня,
необходимого для разрыва. Вместе с тем необходимо, чтобы при закачке
жидкости разрыва потери давления на трение были минимальными.
При этом жидкость должна обладать высокой несущей или удерживаю*
щей способностями по отношению к расклинивающим агентам и быть
совместимой с флюидами продуктивного пласта. Для удаления ее из
пласта, после обработки она должна обладать способностью к разжижению.
В качестве жидкостей разрыва можно использовать неочищенную или
очищенную нефть, эмульсии или гели, которые могут быть созданы на
основе воды или углеводородов. Если жидкость разрыва - кислотный
раствор (простой или комплексный) или кислотная эмульсия, тогда
операцию обычно называют кислотным гндроразрывом, в отличие от
других случаев, когда рабочая жидкость имеет нейтральный pH н опе-
рацию называют нейтральным гндроразрывом.
Подземные ядериые взрывы
Взрывы были экспериментально исследованы с положительными
результатами в твердых, плотных породах с низкой проницаемостью.
Вокруг зарядной скважины в продуктивном пласте вследствие ядерного
взрыва образуется полость, заполненная разрушенной породой, затем
зона дробления и за ней зона с системой трещин и микротрещнн. Этот
способ представляет интерес, особенно для газовых скважин, дебит ко-
торых может быть таким образом увеличен в несколько десятков раз
[2].
Термические способы
Они основываются на повышении температуры в пласте вокруг
скважины и используются в продуктивных отложениях, насыщенных
высоковязкнмн нефтями с повышенным содержанием парафина. Эти
способы аналогичны способам повышения температуры в стволе сква-
жины, но требуют большей теплоты для прогрева пласта в радиусе 2-
15 м. С этой целью можно использовать термохимическую кислотную
обработку, основанную на закачке в пласт нагретой кислоты в результате
ее реакции с некоторыми металлами, периодическую закачку в пласт
ограниченных объемов пара (циклическая закачка пара) нли круговой
фронт подземного горения вокруг эксплуатационной скважины, опре-
деляемый расчетным радиусом, до которого необходимо разогреть пласт
(5,11,12,13,14].
ВЫБОР СПОСОБОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА В СКВАЖИНЫ
Для выбора способа интенсификации и проектирования обработок
необходимо предварительно изучить: характеристики залежи, пластовых
флюидов и дело данной скважины [1,2,7,4,8,9,15,16,17].
ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Они являются основой при выборе способа обработки скважины
для улучшения ее сообщаемое™ с продуктивным пластом. При этом
исследуют данные о геологическом строении месторождения, его фи-
зических характеристиках, степени выработанности н состоянии раз-
работки месторождения.
Геология месторождения
Геологические данные исследуются для уточнения локализации
отложений, стратиграфии, тектоники, типа залежи и геометрических
Параметров: глубины залегания, продольных и поперечных размеров,
толщины продуктивного пласта и его падения. Особое внимание уде-
ляется стратиграфии и литологии продуктивного пласта, поскольку
одни вид обработки эффективен в плотных известняках, а другой -
В сцементированных песках. Наличие прослоев мергеля и глии также
может оказывать значительное влияние на эффективность обработки.
Физические характеристики месторождения
К ним относятся не только пластовое давление и температура, ио и
физические свойства вмещающих пород, т.е. пористость и проницаемость.
Особое внимание уделяется химическому составу пород и, в первую
очередь, содержанию карбонатов кальция или магния, а также таких,
как соединения железа или алюминия.
Состояние запасов и разработки месторождения
Эти характеристики исследуются при анализе насыщенности флюи-
дами, нх начального распределения, начальных и текущих геологических
и извлекаемых запасов, режима разработки, стадии разработки месторож-
дения и перспективы применения способов повышения извлечения угле-
водородов из недр.
СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
Они должны быть хорошо известны для определения состава раство-
ра, которым будет обрабатываться продуктивная зона вокруг скважины,
а для этого изучают свойства нефти (парафиновая, асфальтеновая) и ее
компоненты, объемный коэффициент, коэффициенты сжимаемости и
27
и растворимости углеводородных газов, плотности нефти, газов и во-
ды, вязкость нефти, минерализацию воды, содержание агрессивных
компонентов (СО , Н S) и т.д. В лабораторных условиях исследуют
совместимость раствора для обработки с пластовыми флюидами.
ХАРАКТЕРИСТИКИ СКВАЖИНЫ
Характеристики скважины обусловливают технологию обработки.
Поэтому для ее выбора изучают следующую информацию.
Краткая история скважины
Она показывает, были ли осложнения при вскрытии и проходке про-
дуктивного пласта. Тип буровых растворов, которые использовали при
бурении, возможные поглощения бурового раствора в продуктивном
пласте, метод их предотвращения позволяют оценить вид блокировки
и способ ее устранения.
Конструкция скважины и интервалы перфорации
Эти параметры обусловливают максимальное давление в скважине,
определяют тип пакеров, объем скважины и служат основой для вы-
бора технологии работ по интенсификации.
Результаты предыдущих обработок скважины
Как на изучаемой скважине, так и на соседних эти результаты по-
казывают, будет ли достаточным повторить те же обработки и с той же
технологией или необходимы более совершенные или принципиально
другие.
Эксплуатационные данные скважины
Они включают: суммарную (накопленную) добычу нефти, изменение
во времени и величины суточных дебитов нефти, газа и посторонних
примесей, изменение во времени и суточные значения давлений, степень
блокировки скважины (в случае когда проведено исследование сква-
жины). Эти данные представляют ценнейшую информацию для проекти-
рования операций по интенсификации, особенно если они сравнимы
с такими же данными по соседним скважинам, которые эксплуатиру-
ют один и тот же геологический объект.
Частота ремонтных работ
Этот показатель или частота операций на скважине по удалению
песка, отложений парафина, корок и т.д., которые влияют на дебит сква-
жины, должны приниматься во внимание, а обработка планироваться
28
таким образом, чтобы не усугубить трудности эксплуатации скважины
и иметь возможность оценить эффективность операции по интенсифика-
ции добычи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Cristea N. Hidraulica subteranS, Bucuresti, Vol. 1., Editura tehnici 1956, Vol.
Il, 1958.
2. Joachim Gr., Popa C. Explotarea zicimintelor de |itei Bucuresti, Editura tehnici,
1979.
3. Soare A., PUrcalabeseu 1., Popa C. Ingineria zacamintelor de hidrocarburi, Vol.
11 Bucuresti, Editura tehnici, 1981.
4. Creju 1., Веса C., Babskov A., Manolescu G., Soare E.O. Ingineria zacamintelor
de hidrocarburi, Vol. I. Bucuresti, Editura tehnica, 1981.
5. Socol S., Petrovici V.,' Filipas 1., Saghin A., Ciciula I., Popescu D., Morosanu C.,
Aiexandrescu M., Zampfir M., Procedeu de intensiticare a productiei de titei a sondelor
prin combustie subterana ciclicl Brevet R.S.R. nr. 54964/1971.
6. Penescu T. Mirirea productivitatii sondelor. Bucuresti, Editura tehnica, 1962.
7. CaicoanS A., Aldea Gh. Marirea fartorului final de recuperare la zicimintele de
hidrocarburi. Bucuresti, Editura tehnici, 1976.
8. Vernescu A., loachimcius R„ Nadler H. Indrunator pentru pecfec^ionarea pro-
fitirii profesionale a cadrelor Superioare In probleme de inginere de zacimtnt. Bucuresti,
ODPT-MMPG-1973.
9. Tocan 1. Exploatarea Sondelor. Bucuresti, Editura Didactica si Pedagogica, 1967.*
10. Williams B.B., Gidley J.L., Schechter R.S. Acidizing Fundamentals. SPE of
A1ME--New-York, 1979.
11. Cerchez V.T. , Evghenide C., Kinsky I., Socol S., Voiculescu l.P. Parafina 1n
•xtracjia ?i prelucrarea |i|eiului. Bucuresti, Editura tehnici, 1957.
12. Socol S. CecretSri privind intensificarea afluxuhti de |i|ei Th sonde prin metode
termice. Tezi de doctorat, Bucurejti IPGG, 1973.
13. Socol S., Popescu D., Morosanu C., Metsch M., Savu I., Zamfir M., Fornazier E.
procedeu de intensiticare a productiei de |i^ei a sondelor. Brevet R.S.R. nr. 54280/1971.
14. Socol S., Gutu Gr., Cristian M., loniti C.A., Constantinescu P., Fornazier E.,
Cricium D.C., Aldescu Gh. Procedeu de tratare a sondelor pentru Imbunatafirea recu-
peririi secundare a {ijeiului vfscos Brevet R.S.R. nr. 74894/1979.
15. Manolescu G. Fizica zScSmintelor de hidrocarburi. Bucuresti, Editura Didactica
I PedagogiCa, 1965.
16. Loren| A. Contribu|ii la bazelc processor de acidizare a stratelor productive
de hidrocarburi. Teza de doctorat. Bucuresti, I.P.G.G., 1973.
17. Pfrc&l&bescu D.l. Contributie la explicarea mecanismului acidizarii mincralelor
components ale unor zicimintc de |i|ei din Romania. Bulct. Inst, de Petrol, Gaze ?i Geo-
jogice, vol. XVI, 1967.
3. ХАРАКТЕРИСТИКА И МЕХАНИЗМ ВОЗДЕЙСТВИЯ
КИСЛОТ ПРИ ОБРАБОТКЕ СКВАЖИН ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
ИХ ПРОДУКТИВНОСТИ
Кислоты — это вещества, которые диссоциируют в воде на катионы
водорода н анионы (отрицательные ионы). Ионы Н* не могут сущест-
вовать в растворе в свободном состоянии. Они всегда связаны в растворе
с одной молекулой воды, образуя гндроксониевый ион (Н О+). Соляная
кислота в водном растворе диссоциирует следующим образом:
29
Н2о
НС1 = Н O‘ t cr.
3
В зависимости от степени ионизации а кислоты классифицируют
следующим образом:
сильные кислоты (НС1, Н SO и т.д.),которые легко ионизируются;
слабые кислоты (СНз - СООН, Н2СО3, H^S и т.д.), которые трудно
ионизируются,
кислоты промежуточной активности.
Другим критерием классификации неорганических кислот является
число ионов Н*, которые могут замещаться в молекуле кислоты. На-
пример:
HC1.HF.HN0 -одноосновные;
Н СО ,Н SO - двухосновные;
НзРО4, Н AsO4 — трехосновные;
H4SiO4 - тетраосновные.
Кислоты могут существовать я газообразном (HF. НС1, Н 5и т.д.),
жидком (HNO3, H2SO4 и т.д.) и твердом (Н^РО*, Н А$ОД) состояниях.
При обработке скважин используются кислоты, неорганические
(HC1,HF.H3PO4), органические (НСООН, Н^ССООН).
Для получения оптимальной эффективности кислотной обработки
и стимулирования скважин кислоты подбирают с учетом характеристик
пласта (температуры, состава пород и т.д.), себестоимости, а также техни-
ки безопасности. При этом необходимо знать характеристики кислот,
в частности, стехиометрию, равновесие и скорость реакции [1,2].
Помимо использования кислотных растворов с различной концент-
рацией или смесей кислот можно применять кислоты, образованные
в процессе нагнетания растворов за счет реакции между собой или с
пластовой водой. До настоящего времени зтот метод мало изучен. Рост
глубин бурения скважин и достижение за счет этого температур, зна-
чительно превышающих 100 °C, приводит к повышению агрессивности
кислот по отношению к насосно-компрессорным трубам. Вполне воз-
можно, что способы образования в пласте кислот для воздействия на
породы путем закачки неагрессивных растворов будут использоваться.
ЭЛЕКТРОЛИТИЧЕСКАЯ ДИССОЦИАЦИЯ
КОНСТАНТА ДИССОЦИАЦИИ
Дистиллированная вода, полученная повторной перегонкой, практи-
чески не обладает электропроводностью, имея сопротивление более
Ю3 Ом • см. За счет растворения в воде некоторых солей, оснований
или кислот полученные растворы становятся хорошими проводниками
электрического тока, что обусловливается диссоциацией молекулы раст-
воренного вещества на ионы, поэтому процесс еще называется иониза-
цией. При диссоциации молекулы на ионы число положительных зарядов
равно числу отрицательных:
30
NaC/ Na* + Cl' ;
HCI H*+CJ';
NaOH XT Na*+HO“.
Вещества, которые при растворении в воде диссоциируют, называют*
си электролитами. Диссоциация происходит и при растворении в других
жидкостях (спирты, хлороформ и т.д.) с другой интенсивностью, чем в
случае воды. С практической точки зрения наибольшее значение имеет
электролитическая диссоциация в водных растворах. Реакции в растворах
происходят между ионами, и поэтому число диссоциированных молекул
мсщества (соль, кислота, основание) определяет механизм реакции.
Поэтому важной характеристикой электролитов является степень дис-
социацин (ионизации) а.
Химическое соединение с символической формулой СА, которое при
растворении диссоциирует на катион С* и анион А', может быть представ-
лено уравнением
СД С*+А”.
Между концентрациями растворенного вещества и соответствующих
иоиов существует соотношение, которое определяет константа ионизации
(диссоциации) К, '
№ [СЧ 1А~]/[СА).
При растворении 1 моля вещества в К литрах воды прн степени
иоииэаЦии а получается
[С‘] = [А+] = ч%
[СА] = (1 -а) IV.
Константа диссоциации К может быть выражена в зависимости от
степени ионизации вещества следующим образом:
к= = <г
(1-0) V ' (I - О) и •
Константа диссоциации К, будучи постоянной для заданной темпера-
гуры, указывает, что степень ионизации а растет с разбавлением раствора
растворителем.
По степени ионизации диссоциирующие вещества (электролиты)
подразделяют иа три категории.
Слабые электролиты — соединения, которые диссоциируют менее
чем на 1 % в нормальных растворах. Поэтому кислоты и основания
(Н2СО , Н S, NH^OH и т.д.), которые входят в эту категорию, назы-
ваются слабыми. Хотя существуют и слабо диссоциирующие неорганичес-
31
Таблица 3.1
Константы ионизации различных кислот
Кислота | к 1 Кислота 1 к
Угольная Мышьяковая 5,8хЮ‘10
стадия 1 4,47 х 10 1
[НСО3]
стадия 2 [со3’] 5,62x10 11 Борная 5,7 х 10 10
Фтористоводородная 1,7 х 10 ’ Фосфорная
Уксусная 1,75x10 s стадия 1 7,5 х 10'3
Лимонная стадия 2 6,2 х 10"*
стадия 1 8,7x10 4 стадия 3 2,2 х 10'13
стадия 2 1,8 х 10's
стадия 3 4х10'6 Сероводородная
стадия 1 5,7 х 10 ’
стадия 2 1,2 х 10 15
Муравьиная 1,77x10”4 Хлоруксусная 1,55 х 10~3
Щавелевая
стадия 1 5,6 х 10 2 Дихлоруксусная 5 х 10‘3
стадия 2 6,1 х 10's Т рихлоруксусная 1,3x10'’
Молочная 1,4x10'*
кие кислоты, в этой категории, в основном, встречаются органические
кислоты и соединения, такие как уксусная, муравьиная, лимонная кис*
лоты и т.д.
Сильные электролиты. К иим отнесены соединения, которые диссо*
циируют более чем на 50 % в нормальных растворах (HCI, Н SO и т.д.).
Промежуточные электролиты — растворы со степенью диссоциации
от 1 до 50 %.
В табл. 3.1 приведены константы ионизации при температуре 25 °C
для некоторых кислот, используемых в операциях по интенсификации.
pH РАСТВОРОВ. ИОННОЕ ПРОИЗВЕДЕНИЕ ВОДЫ
Ионная диссоциация электролитов происходит в водных растворах
или в других растворителях, которые имеют определенные характерно*
тики. Хорошо дистиллированная вода очень чистая и при 25 °C имеет
удельную электропроводность 5,54 х 10'8 Ом"1 • см"1. Поскольку элек-
тропрооводность зависит от концентраций ионов, находящихся в раство-
ре, следует, что чистая вода очень мало диссоциирована.
Уравнение диссоциации при равновесии запишется
Н2О НГ+НО’.
Ион водорода Н* не может оставаться в растворе в свободном виде
и связывается с молекулой воды, образуя гидроксониевый ион Н^О*.
Для упрощения записи химических уравнений в этой работе будет приме-
няться только обозначение Н*. Константа ионизации равна
32
„ = [»Ч [но']
[н2о]
Величины в квадратных скобках представляют собою концентрацию
соответствующих продуктов. При определенной температуре отношение
между произведением концентраций нонов [Н*] • [НО“] и концент-
рацией недиссоциированных молекул воды (Н О] является констан-
той К. 2
Так как степень ионизации (диссоциации) чистой воды очень мала,
то концентрацию недиссоциированных молекул Н О не только в воде,
но и во всяком разведенном водном растворе можно считать постоянной .
В этом случае ионное произведение воды определяется константой К
Кв^ к [НО] = [FT] • [ОН-].
Константа ионизации воды К* называется еще и ионным произве-
дением воды. Наличие ионов в какой-либо среде (газ, жидкость, твердое
тело) обеспечивает прохождение электрического тока и может быть
причиной других электрических явлений. Специальными электрометри-
ческими и потенциометрическими методами установлено, что при 25 °C
ионное произведение воды будет: [Н*] [ОН~] = 1 • 10'14.
Так как в дистиллированной воде концентрации ионов водорода
и гидроксила равны между собой, то, очевидно,
[н*1 =* [но ] =Vio'14 = ю’7.
Это значит, что в чистой воде содержание ионов водорода состав-
ляет 10"7 моль. При прибавлении к воде кислоты концентрация иоиов
Н* возрастает, поскольку происходит диссоциация кислоты:
Н2О [H*J . [ОРГ]
НС1 [РГ] [СГ].
Одновременно с ростом концентрации ионов [Н*], в соответствии
с действием закона масс, будет снижаться концентрация ионов (ОН"],
так что в итоге произведение [Н*] • [НО-] = ПГ‘*. Аналогичное яв-
ление происходит, когда к воде доливают щелочь. Она диссоциирует,
образуя ионы НО":
Na ОН * Na+ + ОН",
NH40H NlT+OH".
За счет образования гидроксильных ионов НО" будет снижаться со-
держание иоиов И*, но ионное произведение всегда будет оставаться
равным 10"14. Таким образом, появляется возможность установить
реакцию раствора: нейтральную, кислую или щелочную, определяя со-
3-271
33
держание ионов Н*, которое может изменяться от 10'1 до 10"14. Раствор
называется нейтральным, когда содержания водородных и гидроксиль-
ных ионов равны между собой, т.е. 10"7. При (Н* J > 10'7 раствор будет
кислым, а при [Н*] < 10’7 основным (щелочным). В настоящее время
этот способ выражения реакции раствора заменен другим, еще более
простым и удобным: вместо подлинной концентрации водородных ионов
указывают ее логарифм, взятый с обратным знаком. Последняя величина
называется водородным показателем и обозначается через pH:
pH = -lg (H*l = Ig (1/[Н*] ).
Показатель дистиллированной воды (нейтральное состояние) при
[Н*1 = 10'7 будет равен
рН= - lg 10"7 = lg 1/107 = 7.
Итак, в нейтральном растворе pH = 7, в кислотных растворах pH <
<7, а в щелочных pH > 7. Определение pH раствора имеет большое прак-
тическое значение, так как свидетельствует о течении основных реакций
(разложения пород) или появлении вторичных реакций по образованию
осадков (солей железа, алюминия и т.д.). Существует часто применяемый
термин свежая кислота (pH ~ 0) и использованная кислота (прореа-
гировавшая) . Длс использованной кислоты pH зависит от характеристик
раствора, во всяком случае она больше нуля.
Соотношения величин pH и содержания ионов Н* следующие:
[Н*] = 10"\pH = 5 — кислота;
[ Н*] = 10-1г,рН- 12 —щелочь;
[Н*] =3,6 - 10'6 = 10°*56 10~6,рН= 5,44;
рН= 5, [IT] = 10~5;
pH = 8,5 = JO0,5 • 10~9, IH*} = 3,99- 10"\
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ pH
Для изменения pH раствора можно пользоваться электрохимическими
и колориметрическими методами.
Их выбор зависит от требуемой точности. Наиболее точны электро-
химические методы, требующие дорогостоящих и хрупких приборов.
Их настройка осуществляется в лабораторных условиях.
В промысловых условиях могут использоваться транзисторные
приборы, питаемые от портативных батарей (или микроаккумуляторов).
Конструктивно лабораторный или промысловый pH-метр состоит из
двух основных частей: прибора для измерения потенциалов (порядка
сотых милливольт) и двух электродов. Шкала измерений градуирована
в единицах pH. Современные приборы имеют точность показаний 10"3 -
10*4 единиц pH. Потенциал измеряют между двумя электродами, из кото-
34
Таблица 3.2
Зависимость окраски индикатора от pi 1 раствора
Индикатор Цвет pH
Кислота | Щелочь
Конголезский красный Синий Красный 2Д -4,0
Метилоранж Розовый Желтый 3,1 -4,4
Ьромгимоловый синий Желтый Синий 6,0 - 7,6
Лакмус Красный Синий 6,6 - 8,0
Фенолфталеин Бесцветный Малиновый 8,3 - 10,0
рых один — стандартный, обычно из каломели, другой - измерительный,
состоящий из стеклянного шара с большой проводимостью, внутри нахо-
дится раствор с определенным pH (буферный раствор). Эти два электро-
да вводят в раствор, pH которого необходимо замерить. Поскольку pH
зависит от температуры, то прибор оснащен устройством для автомати-
ческой коррекции. Так как на промысле работать с двумя электродами
неудобно, сконструированы и приборы, в которых они объединены в
одну деталь — ’’кажущийся” единственный электрод, существенно упрос-
тивший работу во время измерений.
Более простой и очень распространенный на промыслах метод осно-
ван на использовании бумаги, пропитанной определенным органическим
веществом, которое изменяет окраску бумаги в зависимости от pH раст-
вора. Индикация сравнивается со шкалой окраски, характерной для бу-
маги каждого типа. Точность этого метода 0,5—0,3 единицы pH. Но в про-
мысловых условиях он имеет большие преимущества, так как приборы
могут быть повреждены из-за ударов, попадания влаги и т.д. Вещества,
которыми пропитывают бумагу для определения pH, называются инди-
каторами. Это органические вещества, которые могут существовать
в двух сопряженных видах - кислота и щелочь, различаемых по их окрас-
ке. Для каждого вещества—индикатора существует определенное зна-
чение pH (или интервал), при котором изменяется окраска (табл. 3.2).
Для более точного измерения используют растворы смесей индикато-
ров, которые дают более узкий интервал изменения окраски. Пропит-
кой листов фильтровальной бумаги смесью индикаторов можно получить
индикаторную бумагу для более широкого интервала pH (универсаль-
ные индикаторы).
ГИДРОЛИЗ СОЛЕЙ
В зависимости от степени диссоциации (ионизации) кислот в водных
растворах они делятся на сильно и слабо диссоциированные. Основания
при диссоциации в воде образуют гидроксильные ионы (НО"), вследствие
чего в растворе уменьшается содержание нонов И*, соответственно повы-
35
шается pH. Их также делят на сильно диссоциированные (NaOH) и слабо
диссоциированные основания. Соли - это химические вещества, получен-
ные при нейтрализации кислот основаниями. Поведение солен в воде за-
висит от степени ионизации кислоты и основания, при соединении кото-
рых получаются соли:
HCJ +NaOH NaCI + H2O,
н СО +NaOH *= Na СО + Н О,
2 3 2 3 2
на + NH NH С1.
3 4
При растворении некоторых солей в воде протекает реакция, проти-
воположная реакции нейтрализации. Этот эффект называется гидроли-
зом. Различают гидролиз солей, полученных при взаимодействии сильной
кислоты со слабым основанием, и гидролиз солей, полученных при взаи-
модействии слабой кислоты и сильного основания.
С практической точки зрения гидролиз выявляют определением
pH раствора соли. Так, если растворить №С1, полученную при соединении
сильной кислоты с сильным основанием, то раствор нейтрален. Если рас-
творить Na2CO3> то получают ще л очный раствор, так как основание
NaOH более сильно диссоциирует, чем кислота HjCO . При растворении
NH^Cl (нашатырь) получается кислый раствор благодаря более сильной
кислоте.
Теоретически доказывается и гидролиз солей, образованных слабыми
кислотой и основанием. Кислый или щелочкой характер раствора прояв-
ляется, если степень ионизации кислоты и основания, при нейтрализации
которых образовалась соответствующая соль, являются различными.
Если значения pH близки между собой, то раствор остается нейтраль-
ным [3].
Гидролиз солей интенсифицируется под воздействием температуры.
Поэтому хлористые магний MgCl и, в меньшей мере, кальций СаС1 ,
когда находятся в примесях, сопровождающих нефть при первичной
переработке, подвергаются мощному гидролизу под воздействием вы-
соких температур, выделяя НС1, вызывающую коррозию головных частей
фракционных колонн. Некоторые соли (ZnCL) могут сильно гидроли-
зоваться, образуя НС1, а другие (HNH F , NaHF*) - плавиковую кисло-
ту, даже при обычных температурах.
Количественно гидролиз солей оценивают степенью гидролиза, т.е.
отношением числа гидролизоваиных молекул соли к общему числу раст-
воренных молекул. Чем слабее кислота или основание, тем больше сте-
пень гидролиза.
БУФЕРНЫЕ РАСТВОРЫ
Одновременно с реакцией соляной, плавиковой или другие кис-
лот с известняком или кварцем в пласте протекают и вторичные- процес-
сы, в результате которых могут образоваться нерастворимые продукты,
36
закупоривающие поры коллектора. Например, при реакции HCI с иона-
ми Fe2+ или А13+ образуются соли, осаждающиеся при превышении зна-
чений pH соответственно 2,7 ,и 4,1. Аналогичные явления возникают
и при использовании HF вследствие образования CaF^, который также
нерастворим в растворах с pH > 4. В таких случаях для предупреждения
вторичных реакций и выпадения солей ие допускают ослабления кислот-
ного раствора ниже критических значений pH путем удаления кислоты
из ствола скважины до того, как она истощится. Однако установление
момента удаления кислоты определением pH очень трудно реализовать.
При других методах используют присадки для предотвращения вы-
падения осадков из прореагировавшей кислоты. Наиболее характерными
присадками являются некоторые ’’антиосадители”, такие как лимонная,
трихлоруксусная, винная кислоты и т.д., которые, будучи добавленными
в раствор НС1, препятствуют выпадению соединений железа за счет обра-
зования с ними растворимых комплексов. Существуют также присадки
для предотвращения образования CaF? при использовании плавиковой
кислоты, однако они или очень дорогостоящие, или понижают эффектив-
ность взаимодействия кислоты с породой в стволе скважины.
Для исключения вторичных реакций путем изменения pH используют
буферные растворы, получаемые в результате реакции солей слабой
кислоты или слабого основания или сильных основания и кислоты.
Например, если к раствору NaCl с pH = 7 прибавить несколько куби-
ческих сантиметров раствор 1 и. HCI, то pH резко падает. Но если такой
же объем соляной кислоты прибавляется к раствору, состоящему из
равных объемов уксуснокислого натрия и уксусной кислоты, то перво-
начальная величина pH = 4,7 остается практически постоянной. Подобная
картина наблюдается и при прибавлении основания. Это объясняется тем,
что при добавлении НС1, т.е. сильной кислоты, происходит реакция, в
результате которой связываются избыточные ионы Н*, т.е.
NaCOOCH3 + НС1 *= НСООСНз + NaCl.
При этом образуется слабо диссоциированная кислота, концентрация
ионов Н* не изменяется и pH остается прежним. За счет аналогичного
механизма pH раствора не изменяется при добавлении NaOH, так как
гидроксилы ОН- нейтрализуются слабо ионизированной кислотой:
НСООСНз +NaOH NaCOOCH3 +Н2О.
Таким образом, подбором других солей слабых кислот (НАнион)
и их солей натрия (ЫаАнион) получают буферные растворы для других
pH:
НАнионы +NaOH Na Анион + Н^О,
МаАнион+HCl — НАнион + NaCl.
Итак, тампонированием кислотного раствора его активизируют
37
тогда, когда pH начинает изменяться за критическое значение. Время
активности раствора будет более продолжительным при использовании
тампонирующих веществ.
РАСТВОРИМОСТЬ. ПРОИЗВЕДЕНИЕ РАСТВОРИМОСТИ
Растворами называются такие системы, в которых вещество рав-
номерно распределено в массе другого или других веществ, образуя
единую фазу. Они могут быть газообразными, жидкими или твердыми.
В жидких растворах выделяются растворитель или сольвент (жидкость)
и растворенное вещество, которым может быть газ, жидкость или твер-
дое вещество. Растворы газа в жидкости не отличаются по своим свой-
ствам от других жидких растворов. Вообще, растворимость газов мала.
Она снижается по мере роста температуры (в случае твердых веществ —
наоборот) и растет с давлением их над раствором (закон Генри). Некото-
рые газы в определенной мере могут взаимодействовать с растворителем,
например, в случае СО2, Н S, НС1, NH3 и т.д. Растворение газа в воде
называется абсорбцией. Жидкость (растворитель) может растворять
при определенной температуре постоянное количество вещества. Такой
раствор называется насыщенным. Растворимость веществ значительно
изменяется в зависимости от свойств вещества и растворителя. Насыщен-
ный раствор хлористого натрия при 20 °C в 1 л воды содержит 358 г
NaCl. Растворимость углекислого кальция в воде составляет только
5 IO’’ г/л.
Существуют и другие растворители: спирты, бензин, нефтяные фрак-
ции и т.д. Например, NaCl растворяется в воде, но не растворяется в бен-
зине. Вода благодаря дипольному моменту молекул является, в основ-
ном, растворителем для электролитов. Однако она растворяет и вещества
с межмолекулярными связями другого типа, так называемыми водо-
родными, поэтому вода обладает свойствами очень хорошего раствори-
теля [4].
Для электролитных растворов справедлив закон действия масс,
особенно для труднорастворимых. Раствор, содержащий ионы Ва2+ (на-
пример, ВаС12), образует в смеси с раствором, содержащим ионы SO2"
(например Na SO4), трудно растворимый осадок BaS04:
Ва2+ + SO2- *= BaS04.
Содержание BaS04 в растворе при 20 °C составляет 1 • 1О“10, диссоциа-
ция на ионы Ва2+ и SO2" полная. Константа диссоциации для этого
раствора следующая:
_1В_а2П [SOV]
Л [BaSOj
При постоянной температуре раствор в контакте с нерастворенным
веществом будет насыщен BaSO4.
38
В этих условиях произведение растворимости растворенного ве-
щества (электролита) определяется как произведение концент-
раций диссоциированных ионов:
Ks= [Ba1*] ISO’-].
Концентрации этих двух иоиов, диссоциированных в растворе, рав-
ны между собой:
[Ba’*] = [SO’"] =С, гион/л.
Концентрация насыщенного раствора равна растворимости вещества
в воде (So):
К = с2 = S’.
S о
Для электролита с формулой Ст^я уравнение принимает вид
Ks= [С]"[А]"= S0mc5„"A.
Произведения растворимости для некоторых солей при 20 °C при-
ведены ниже.
AgCl - 1 Ю"'0; СаСОз -5 . ю"’;
ВаСО -l lO"10; Fe (04) -4.10"”;
BaSO. - 7 IO"’: Mg(OH) 3 . 10"”;
CaSO -6,110"’.
4
ВЛИЯНИЕ ОБЩЕГО ИОНА НА РАСТВОРИМОСТЬ
Растворимость электролита в чистой воде (в отсутствие других ве-
ществ) намного меньше, чем в растворе, содержащем общий ион. Этот
закон соблюдается более точно в случае слабо растворимых электро-
литов, таких как ВаСОэ» BaSO4> CaSO , СаСОэ и т.д. Например, если к
водному раствору, содержащему Cas6 , растворимость которого при
20 °C SQ = 6,1 • 10“s, прибавить СаС1з или Na3SO4> то часть растворен-
ного сульфата кальция выпадает в осадок, причем произведение раство-
римости К$ остается постоянным. За счет прибавления х молей СаС1
к раствору CaSO растворимость сульфата кальция снижается от S2
до S моль/л. Концентрация иоиов SO2‘ будет С, а ионов Са2* — (С *
+ х). 4
Тогда можно записать
Ks=S2q = [Са2*] [СГ] -С(С + х).
Из этого соотношения можно вычислить количествоCaS04> выпадаю-
щей) в осадок при прибавлении х молей СаС1 . Для этого, зная раствори-
39
мость So сульфата кальция, рассчитывают растворимость CaSO в при-
сутствии общего иона:
На основе этих свойств создан метод предотвращения растворе-
ния сульфата кальция в кислотном растворе и, соответственно, предотв-
ращения выпадения осадка. Для этого к кислотному раствору добавля-
ется растворимая соль кальция с таким расчетом, чтобы в растворе была
большая концентрация иоиов [Са2+] и малая иоиов [SO2”]. а так
как произведение растворимости [Са2+] • [SO2”} равно 6,1 • 10"5,
то высокое содержание ионов кальция препятствует растворению сульфа-
та кальция.
Благодаря явлению, аналогичному описанному, при обработке соля-
ной кислотой отложений, содержащих CaSO4, происходит нежелательное
растворение сульфата кальция с последующим его выпадением в осадок,
уменьшающий проницаемость пород. Это объясняется образованием
серной кислоты под воздействием-соляной кислоты. H2SO , которая,
будучи двухосновной, ионизирует в две стадии:
H3SO4 *= H* + HSO~,
HSC) H++SO2’.
4 4
Константа ионизации для первой стадии соответствует сильной кисло-
те (сильно диссоциированной), а для второй стадии слабо ионизирован-
ной кислоте.
Сульфат кальция, произведение растворимости которого К$ ~ 6,1 х
10'5, диссоциирует в водных растворах следующим образом:
CaS04 *= Са2+ + SO2-.
Снижение концентрации иона [Са2+] или иона [SO2'J приводит
к переходу в раствор большого количества CaSO для восстановления
равновесия. Когда в отложения, содержащие пластовую воду, насыщен-
ную CaSO4> закачивается 15 %-иый раствор НС), растворимость сульфата
кальция будет соответствовать следующей реакции:
H++SO2‘ HSO'.
4 4
За счет роста содержания ионов [H*J при закачке свежей соляной
кислоты содержание иона [SO2*J снижается согласно закону действия
масс, так как произведение растворимости иоиов [Н*] • [SO 2“] посто-
янно и равно 1,9 • 10"2. Аналогичным образом снижение [St)2"] при-
водит к растворению CaS04 до тех пор, пока произведение fCa2+] х
х [SO2"] станет равным 6,1 • 10"5. Когда кислотный раствор НС1 нейт-
рализуется, ион HSO" диссоциирует с образованием Н*, который будет
40
воздействовать и на равновесие карбонаты — бикарбонаты, так как
ион НСО” и угольная кислота являются более ’’слабыми”, менее дис-
социированными, чем ион НСО" •
Реакции, происходящие при этом, следующие:
Н+ + COJ- - НСО",
н+ + нсо; н2соз со2 + н2о.
Таким образом, образуется ион S02“ (за счет диссоциации HSO*
w* Н* + SO*'), произведение [Са2+] [S04“] становится больше 6,1 х
х 10~5 и для восстановления равновесия избыток CaSO4 выпадает в
осадок. Вычислено, что если пласт соответствует описанным выше усло-
виям, то на 1000 л 15 %-ной НС1 осаждается около 32,3 кг CaSO . Анало-
а
гично объясняется и вторичное выпадение в осадок гидроокиси Fe и
А1,когда pH кислоты превышает, соответственно, 2,7 н 4,1.
Для предотвращения осаждения используют различные методы:
сохранение пониженного pH, тампонирование растворов или введение
присадок, образующих растворимые комплексы.
ДОБАВЛЕНИЕ
Другой способ предотвращения осаждения сульфата кальция сос-
тоит в предупреждении его начального растворення добавлением раст-
воримой соли кальция к раствору вместе со свежей кислотой. За счет
этого в начале кислотной обработки в растворе существует большое
количество Са2* и малое S04", произведение [Са2+] • [S04“] превыша-
ет 6,1 • 10“5, что препятствует растворению CaSO4-
СТЕХИОМЕТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
Определение параметров кислотной обработки (объем кислоты,
количество прореагировавшей породы и т.д.) требует расчетов ком-
понентов химических реакций, происходящих в пласте. Так, реакция
соляной кнслоты с кальцитом запишется:
2НС1 + СаСО3 СаС12+Н2О + СО2.
При расчете объема HCI, необходимого для взаимодействия с х ко-
личеством СаСО3> используются атомные и молекулярные массы и со-
ответствующие им производные: г • моль или кг • моль.
По табличным данным атомных масс элементов рассчитывают моле-
кулярную массу М для соляной кнслоты и карбоната кальция
МНС1= 1 +35,45 = 36,45,
ЛСаСо = 40’08 + 12’01 + 3 16 = 100,09.
41
Пример. 3.1. Определить количество Са, находящегося в 1 кгСаСО .
Молекулярная масса СаСО Л/ = 100,09. Значит, 100,09 кг СаСд содержат
40,08 кг Са. Из пропорции нахо3дят количество кальция в 1 кг СаСО , Т?е. х = 1 х
х 40,08/100,09. 3
Рассчитать объем 10%-ной соляной кислоты (плотностью 1,049), необходимой
для растворения 15 кг СаСО •
Находят необходимое количество НС1 из следующей пропорции:
для 100,09 кг СаСО необходимо 2 36,45 кг НС1,
для 15 кгСаСО -я кгНС1.
Откудах-15 Л -36,45/100,09 = 10,8 кг НС1.
Определяют необходимое количество 10%-ного раствора HCI *. 108 кг
10%-ного раствора НС1 содержат 10,8 кг НС1.
Поскольку необходимо найти объем раствора НС1, то количество кислоты,
выраженное в килограммах, пересчитывают в единицы объема. Зная плотность
соляной кислоты при 15 °C, находят, что 10,8 кг 10%-ного раствора НС1 будет
иметь объем 11,33 л.
При стехиометрических расчетах необходимо учитывать и к.п.д.
соответствующей реакции, который выражает в процентах отношение
количества фактически полученного вещества (G ) к теоретически
рассчитанному количеству (Gp) по уравнению реакции:
к.пд. = 100 GIG .
Ф Р
На практике иногда получают к.п.д. < 100 % вследствие наличия
примесей в используемых материалах, появления вторичных реакций,
недостаточного смещения и т.д.
ХИМИЧЕСКИЕ РЕАКЦИИ. КОНСТАНТА РАВНОВЕСИЯ
В результате химической реакции наступает равновесие между про-
дуктами, которые вступают в реакцию и получаются после нее. В общем
виде химическую реакцию можно представить следующим образом:
А + Б * С + Д.
Знак между двумя частями уравнения показывает, что происходит
две реакции: слева направо между продуктами А и Б и справа налево
между С и Д. Скорость химической реакции пропорциональна произве-
дению концентраций реагентов, т.е. АВ [А] [В],СДвАГ [С] [Д].
При равновесии, когда обе скорости уравниваются, можно запи-
сать:
К, [А] [Б] =А [С] [Д];
[С] [д] к, к
[А] [Б] К2
Здесь Ку и — константы скоростей реакции, К — константа рав-
новесия, которая зависит от концентрации, температуры и давления.
Если изменяется одно из этих переменных, то равновесие смеща-
42
ется таким образом, чтобы уменьшить возмущающее воздействие. На-
пример, при увеличении концентрации одного из компонентов равно-
весие смещается таким образом, чтобы соответствующий компонент
был израсходован. Температура и давление очень сильно влияют на раз-
витие реакций как в однородной, так и неоднородной системах. Приме-
ром реакции в неоднородной системе является растворение карбоната
кальция (твердая фаза) в соляной кислоте (жидкая фаза).
Закон масс и, соответственно, правило константы равновесия при-
менимы как в однородных, так и в неоднородных системах.
Наиболее изучены реакции при кислотной обработке песчаников и
карбонатов, в результате чего образуются продукты, некоторые из ко-
торых могут в дальнейшем реагировать с породой, а другие между собой.
Выявление механизмов реакции позволило осуществить стехиометричес-
кие расчеты. Углекислый газ, образующийся при воздействии кислоты
на карбонаты, благодаря высоким давлениям остается в растворе и участ-
вует во вторичных реакциях. В присутствии сильно диссоциирующих
кислот, например, в начале нх закачки в скважину, эффект от выделяю-
щейся угольной кислоты незначителен. Используемые при обработке
кислотные растворы, содержащие HF, могут растворять породу, содер-
жащую кремний. Плавиковая кислота при малых концентрациях являет-
ся слабо ионизированной кислотой, а при больших концентрациях за
счет образования ассоциаций молекул образуется сильно диссоциирован-
ная кислота Н F :
п п
«HF * Н* + Н , F" , п < 1;
п— I п
Константы ионизации при 25 °C для — 6,6 • 10 4 и Кр2 — 2,2 х
х 10~э; для больших п измерения не проводились, но они в данном
случае не имеют значения, так как для ассоциаций вида H3F3 необходи-
мы растворы с содержанием более 17,4 % HF. Эти концентрации не при-
меняются в кислотных обработках [5].
При реакции HF с силикатаами образуется ряд кремнефторидов
следующим образом:
2ЬГ + SiF*" - SiF4 +2HF,
Н* + SiF; SiF4 +HF.
Несмотря на то что SiF4 газ, он остается в растворе благодаря вы-
соким давлениям в пласте. Хотя существование соединений с ионом
SiF"5 мало проверено, с их помощью можно объяснить растворение боль-
ших количеств соединений кремния. Константы равновесия при 20 °C
этих реакций следующие:
43
Si
[SiFj [HF]2
[SiFf] [H‘P
KS2 =
[SiFj [HF]
[SiF;] [H+]
= 5,6 IO'3.
Присутствие нона алюминия, образовавшегося при растворении
силиката алюминия, проявляется в ряде реакций:
Н’ + A1F<3~")+ - а|<4-")+ + HF,
п п- 1
п = 1,2,...,6,
К = [А^3~В)Ф] [HF]
А1„ [а!л(27"и] [h*j
где К.. - константа равновесия, значения которой при 20 °C приве-
А1 п
цены ниже:
КА1 =9,3-ИГ4; КА1 =0,0122; Км = 0,181;
ХЛ1 = 2,3; К,. =30; К , =430.
Al ’ AI ’ А1^
СКОРОСТЬ РЕАКЦИИ
Учет химической термодинамики позволяет устанавливать возмож-
ность той или иной реакции, не определяя при этом ее скорость. Напри*
мер, хотя взаимодействие Н2 и и возможно, но прн нормальных тем-
пературе и давлении они могут оставаться в виде смеси неопределенное
время. При нагревании же выше 800 °C реакция происходит со взрывом.
Другие реакции могут идти с большой скоростью и при нормальных
температурах, например, между HCI и СаСОз. Скорость развития реак-
ции устанавливают экспериментальными измерениями, а интерпрета-
цией закономерностей развития (химической кинетикой) выявляют
механизм реакции. С помощью таких исследований можно установить,
как одни тип вещества (молекула) может реагировать с другим за счет
явления, аналогичного инерции в механике (соединение Н с О или
горючих веществ при контакте с воздухом и т.д.). Расчеты скоростей
реакции позволили установить их кинетический механизм, выявив на-
личие многих этапов развития.
Несмотря на то, что в промежуточных стадиях появляются термо-
динамически нестабильные молекулы, благодаря некоторой ’’хими-
ческой инерции” они реагируют позднее, чем более стабильные молеку-
лы. Для моделирования процессов, происходящих при кислотной обра-
ботке пласта, необходимо знать свойства минералов, находящихся в плас-
44
те. Так, можно утверждать, что минералы с высокой скоростью растворе-
ния (реакции) или с большой поверхностью контакта могут реагировать,
нейтрализуя кислоту, без получения оптимальной эффективности. На-
пример, песчаники, карбонаты, полевые шпаты и глина имеют высокую
реакционную способность, а а-кварц - очень низкую. На основе стехио-
метрических уравнений и скоростей реакции можно оценить раствори-
мость (реакционную способность) минералов в кислотных растворах
и глубину проникновения кислоты в отложения. Очень важно, чтобы при
лабораторных определениях параметров создавались условия, близкие
к пластовым. Иначе могут быть получены значительные расхождения
в результатах исследований в статических и динамических условиях,
когда при фильтрации могут возникать изменения в кинетике реакций
иа границе раздела жидкость — твердое тело.
Скорость реакции фактически представляет собою число молекул,
реагирующих в единицу времени, поэтому она пропорциональна произ-
ведению концентраций реагентов и не зависит от количества вещества,
которое не участвует в реакции (продукты реакции или другие продук-
ты). Это определение основывается на факте, что молекулы действуют
тогда, когда входят в контакт, сталкиваются в процессе их кинетичес-
кого движения. Частота этих столкновений будет зависеть от концентра-
ции продуктов, которые вступают в реакцию. Поэтому для химической
реакции вида:
а А+’ЬВ + сС + ... хХ + у У +
скорость реакции v выражается через произведение концентраций в пер-
вой части уравнения
V = Х [А]“ [В] Ь [С]
где а, Ь, с — порядки реакции по веществам А; В; С соответственно;
а + b + с — п ~ порядок реакции в целом. При разложении единственного
вещества (реакция первого порядка) скорость реакции зависит от кон-
центрации вещества [А], к .— константа скорости, зависящая от тем-
пературы и иногда от среды реакции, но не зависящая от концентрации
веществ:
v 1 = [А].
Из этого соотношения следует, что скорость не может быть равно-
мерной. Она зависит от концентрации [А], которая от максимальной
на момент времени t снижается по мере протекания реакции. Поэтому
более точно скорость реакции будет выражаться производной снижения
концентрации [А] исходного продукта реакции или возрастания концен-
трации одного из получаемых продуктов [х];
v = _ = ________________________________к ГА1
1 dt dt ’ dt ~Ki •
dt
45
Характерной реакцией первого порядка является диссоциация вещес-
тва во времени, которая не зависит от начальной концентрации вещества
[А].
Реакции второго порядка происходят за счет столкновения двух
молекул, а уравнение скорости будет функцией концентраций этих двух
компонентов:
к [А] [В], - -^- = *JAJ (В]
1 1 at 2
^соответственно, <f[B] (dt — к [А] [В].
Поскольку изменения (снижения концентраций веществ, участвующих
в реакции между собой, равны, то уравнение реакции 2-го порядка, когда
взаимодействуют между собой две одинаковые молекулы, принимает
вид: -d[A] ldt = k2 [А]
Возможны и реакции третьего порядка, когда реакция протекает
при одновременном столкновении трех молекул, что происходят весьма
редко. Справедливость этого довода подтверждается фактом, что, с точ-
ки зрения статистики, в газе одновременное столкновение трех молекул
случается в Ю3 раз меньше, чем бимолекулярное. Известны только не-
сколько реакций третьего порядка. Иногда кажется, что реакция может
быть отнесена к ним, но на самом деле она происходит путем последова-
тельных реакций 2-го порядка.
Изучение скорости реакции позволяет установить ее кинетический
механизм. Большинство реакций третьего порядка просто невозможны.
Степень реакции может быть еще и дробной. Как уже отмечалось, неко-
торые химические процессы происходят путем последовательных реак-
ций различного порядка. Если разница скоростей между ними ощутимая,
то более медленную можно считать определяющей скорость всех после-
довательных реакций. Когда процесс происходит путем последовательных
реакций с равной скоростью, кинетическое уравнение более сложное,
порядок будет дробным.
Наиболее значимые параметры, влияющие на скорость, — температу-
ра и концентрация веществ. Во многих случаях при повышении темпера-
туры на 10—15 °C скорость реакции может удвоиться или утроиться.
Для математического моделирования процесса необходимо установить
также число вовлеченных фаз и определить, гомогенна или гетерогенна
система. Реакцию считают гомогенной, если она происходит в единствен-
ной фазе, и гетерогенной, если для ее протекания с соответствующей
скоростью необходимо присутствие не менее двух фаз. Можно упомянуть
и каталитические реакции, скорость которых изменяется при наличии
в реакционной смеси небольших количеств вещества, не участвующего
в химической реакции.
При определении скоростей реакции для установления ее порядка
необходимо учитывать и особенности процесса в пласте. Например, при
лабораторных экспериментах было установлено, что скорость реакции
карбоната кальция с соляной кислотой пропорциональна концентрации
46
кислоты. Недавние исследования показали, что этот вывод ошибочен.
На минералы с высокой реакционной способностью, в данном случае
СаСО3> в большей мере будет оказывать влияние перемещение масс.
Поэтому только в динамической системе эксперименты подобны реаль-
ным процессам, протекающим в стволе скважины. Напротив, для ми*
нералов с низкой реакционной способностью большее значение имеет
видоизменение поверхности контакта дроблением. Скорость растворения
доломита CaMg (СО ) была определена при давлении, равном 5 МПа,
лабораторным способом создания динамических условий, а именно ме-
тодом вращающегося диска. Были получены следующие скорости ре-
акции:
v =1,25-10-’ [НС1] 0,41 при 25 °C;
v =9,8-10-’ [НС1]0,61 при 50 °C;
v =1,7 -10-’ [НС1] 0,83 при 100 °C.
Скорость растворения карбоната кальция (мрамора), определен-
ная таким же методом, при давлении, равном 6 МПа, и температурах
в интервале от минус 15 до 25 °C, составила:
v = 1,34 • IO’6 [НС1] °'63 при - 15,6’С,
v =8,8 1(Г‘ [НС1] 063 при 1 °C.
Многочисленные определения скорости растворения а-кварца (в
виде песка) в HF показали, что для концентраций раствора до 22 моль/л
плавиковой кислоты скорость растворения зависит от концентрации
кислоты, причем при содержании HF ниже 4 моль/л скорость растворения
пропорциональна концентрации кислоты. В смесях HF + НС1 определяю-
щее влияние оказывает концентрация соляной кислоты. Как было по-
казано при исследовании константы ионизации, этот эффект может быть
обусловлен молекулярными ассоциациями вида H^F^.
НЕОРГАНИЧЕСКИЕ И ОРГАНИЧЕСКИЕ КИСЛОТЫ
Знание физико-химических свойств кислот, используемых при об-
работке скважин, облегчает некоторые проблемы нх хранения, транс-
портировки и работы с ними. Поэтому рассмотрим неорганические и
органические кислоты, наиболее часто применяемые в этих операциях.
Ряд органических кислот, используемых в качестве присадок, препят-
ствующих осаждению солей железа, алюминия или кальция, как, на-
пример, лимонная и винная кислоты, упомянуты в главе ’’Присадки,
используемые в комплексных растворах для стимулирования сква-
жин”.
НЕОРГАНИЧЕСКИЕ КИСЛОТЫ
Соляная кислота НС1 — газ с плотностью 1,639 кг/лэ, точкой ки-
пения 84,9 °C, сильно растворимый в воде. Один объем воды растворяет
47
при комнатной температуре 450 объемов НС1, а при 0 °C — около 500.
Во время растворения в воде выделяется теплота в количестве
72,8 кДж/моль.
Из-за высокой растворимости НС] в воде при контакте газообразной
соляной кислоты с парами атмосферы образуются мелкие капли в виде
тумана. Водные растворы НС1 имеют большую плотность, чем вода. Су-
ществуют таблицы для приближенного определения концентрации раст-
вора по его плотности, а также эмпирические соотношения между плот-
ностью и массовым содержанием НС1 в растворе. Содержание НС1 в во-
де будет приближенно равно произведению десятых долей числа, соот-
ветствующего плотности, на число 2, например:
d15, m/м3 1,060 1,124 1,16 1,19 1,212
Массовое содержание HCi, % 12,2 24,8 31,5 37,2 42,9
Для промышленного использования поставляется 36%-ный раствор
соляной кислоты, что соответствует плотности 1,18 т/м3 при 20 ®С.
Прн низких температурах НС1 может образовать кристаллогидраты
кислоты, стабильные только на холоде. В воде она сильно диссоциирует.
Соляная кислота очень коррозионноактивна, поражает все металлы,
за исключением платины и золота, образуя соли (хлориды), например:
Fe +2НС1 FeCI +Н ,
2 2
Zn + 2HC1 * ZnCl2+H2.
Благодаря коррозионной активности концентрированные растворы
соляной кислоты не могут транспортироваться или храниться в металли-
ческих сосудах без добавления ингибиторов коррозии (формальдегид,
гексаметилентетрамин, амин и т.д.). Обычно для этого используют рези-
новые резервуары или сосуды из стекла, пластических масс, полистиро-
ла, армированного стекловолокном.
Соляную кислоту можно приготовить прямым соединенеием хлора
с водородом:
Cl +Н НС!.
2 2
В прошлом ее приготавливали обработкой хлорида натрия серной
кислотой:
NaCl +H2SO4 HCI + NHS04 (на холоде),
NaCl ft- NaHS04 HCI + Na2SO4 (в тепле).
В основе использования кислоты для обработки скважин лежит
характерная реакция между НС! и СаСОз :
СаСО + 2НС1 *= CaCl + Н О + СО .
Э 2 2 2
48
В операциях стимулирования при применении только одной соляной
кислоты используются ее раствор с 15 %-ным содержанием НС1, который
получают при разбавлении поставляемого промышленностью 32—36 %-но-
го раствора НС1.
Известно, что 1 м3 раствора 15 %-ной НС1 растворяет 220 кг извест-
няка; при этом образуется 245 кг СаС1 , 0,040 м3 воды и 49 м3 СО2-
Истощенный (прореагировавший) кислотный раствор представляет
собой раствор 20%-ного СаС12- При использовании 1 м3 28 %-ного раст-
вора НС1 растворяется 440 кг известняка. Истощенный кислотный раст-
вор представляет собой 28 %-ный раствор СаС1 • Из приведенных приме-
ров видно практическое преимущество использования более концентри-
рованных растворов. Поэтому при решении некоторых проблемных
вопросов (предотвращение коррозии, изменение скорости реакции и
т.д.) существует перспектива более частого применения на промыслах
таких растворов [2, 6].
Плавиковая кислота — это бесцветный газ с острым запахом
и очень стабильный в воде. В газообразном виде или в виде раствора
вызывает трудно излечиваемые ожоги, является раздражающим сред-
ством для глаз и дыхательных путей. Поэтому с раствором HF необхо-
димо работать в защитном снаряжении: очкн, рукавицы, фартук, сапо-
ги. Не применяются жирные мази для защиты кожи, так как они спо-
собствуют проникновению кислоты в организм. Эффективны, однако,
покрытия, содержащие окись кальция, молочнокислую соль или глю-
конат кальция, которые нейтрализуют плавиковую кислоту. Водный
раствор с содержанием 40 % HF образует азеотропную смесь. При при-
бавлении этиленгликоля его можно дистиллировать и получить раствор
60%-ной HF. Эти концентрации обычно применяются на практике. Про-
мышленный кислотный раствор чаще всего содержит 40 % HF и имеет
плотность 1,130 т/м3. Эта кислота дымится на воздухе. Растворение
плавиковой кислоты в воде сопровождается выделением теплоты.
Фтористоводородная кислота приготовляется при обработке фторис-
того кальция серной кислотой:
CaF +Н SO HF + CaSO .
2 2 4 4
Кислота в виде раствора реагирует со всеми металлами кроме Ag,
Au, Pt, Ir, Rh. He реагирует с полиэтиленом, поэтому ее транспортиру-
ют в емкостях из этого материала. Фтористоводородная кислота газооб-
разная или в растворе реагирует со стеклом и двуокисью кремния:
CaSiO6 +'^hF * CaF2+SiF4+ЗН2О,
SiO2 + 4HF * Si04 + 2H;O.
Четырехфтористый кремний SiF с избытком HF образует фторкремни-
евую кислоту H2SiF6> растворимую в воде. Поэтому и стекло, которое
является силикатом, растворяется в HF.
4-271
49
Для кислотных обработок песчанистых отложений применяют пла-
виковую кислоту в смеси с соляной. Известно, что 1 мэ 3%-ной HF и
12%-нонНС! растворяет 60 кг глинозема и 650 кг СаСО .
Фтористоводородная кислота используется не иначе как в смеси
с НС1. Это обусловлено, с одной стороны, ее высокой стоимостью и,
с другой — вероятностью осаждения фтористого кальция в контакте
с породами, богатыми карбонатами кальция. Плавиковая кислота может
применяться и в смеси с органическими кислотами, такими как муравь-
иная или уксусная. Эти растворы менее едкие, чем смесь с соляной кис-
лотой. HF значительно активней по отношению к карбонату кальция,
чем к глинам, и'менее активна к SiO (песок). При реакции с СаСО
образуется нерастворимый фтористый кальций CaF , который может
снизить проницаемость породы. В лабораторных экспериментах ие на-
блюдается, однако, значительного осаждения CaF^. Поэтому считается,
что в породах с умеренным содержанием известняка нет опасности заку-
поривания пор за счет фтористого кальция. Существует мнение, что фто-
росиликаты (образовавшиеся путем реакции HF SiO? -* SiF^ -*
-> Н2 SiF6 с ионами Na, К или Са из глины) более опасны с точки зрения
закупоривания скважин. Способность фтористоводородной кислоты
взаимодействовать с кварцем является специфичной и не встречается
у других кислот. В случае песков с повышенным содержанием двуокиси
кремния (50—85 % SiO2) образуются большие количества четырехфто-
ристого кремния SiF*. Этот растворимый газ, так же как и СО , может по-
рождать в дальнейшем новые реакции. Они протекают более интенсивно
при повышенных давлениях. Образование CaF и некоторых силикатов
может быть частично замедленно поддержанием пониженного pH.
Образование фтористых силикатов происходит следующим образом:
SiO3+4HF * SiF4+2H2O (первичная реакция)
SiF4+2HF * HjSiF (вторичная реакция)
Кремнефтористоводородная кислота H^SiF^ может частично иони-
зироваться следующим образом:
Н SiF * 2Н* + SiF2“-
2 6 6
Ионы Н* способствуют интенсификации реакционной способности фто-
ристоводородной кнслоты. Ион SiF2" взаимодействует с катионами
К*, Na*, Са2* в породах-коллекторах или с ионом аммония NFT при
получении HF в пласте при взаимодействии с НС1 и бифторида аммо-
ния NH HF . Фторосиликаты аммония и кальция, которые могут об-
разовываться при реакции с ионами аммония и кальция, растворимы
в воде и поэтому уделяются прн пуске скважины в эксплуатацию. Они
становятся еще более растворимыми при pH < 7.
Поскольку фтористоводородная кислота в отложениях известняка
образует нерастворимый CaF , для образования более растворимого
CaSiFfe к кислотным растворам добавляют присадки на основе боратов,
50
хотя при этом снижается активность HF. Соединения натрия и калия
с кремнефтористоводородной кислотой нерастворимы и имеют студе-
нистую структуру, поэтому они могут закупоривать поры пласта. Лабо-
раторные эксперименты показали, что при смешивании раствора HF
с остаточной водой, содержащей ион Са2*, образуется студенистый осадок,
снижающий проницаемость керна. Это можно предотвратить, если керны,
пропитываемые HF, отмыть от остаточной пластовой воды. Считается,
что при генерировании в пласте плавиковой кислоты путем использо-
вания смеси бифторида аммония NH4HF2 и соляной кислоты НС1 опас-
ность образования нерастворимых солей с ионом SiF2- устранена. При
использовании же бифторида натрия NaHF^ вместо HF проблема
остается нерешенной. При кислотной обработке отложении с содержанием
кальцита более 15—20 % осаждение вторичных продуктов реакции не про-
исходит В этих случаях применяется НС1, которая имеет преимуществен-
но и с точки зрения себестоимости по сравнению с HF.
Реакции фтористоводородной кислоты с песчаником относятся к пер-
вому порядку. Скорость реакции пропорциональна концентрации кислоты
и соотношению между поверхность^ контакта и объемом кислоты. Время
уменьшения концентрации кислоты наполовину составляет 80 мин для
керна из месторождения Кливы.
Фосфорная кислота Н РО , называемая орюфосфориой кисло-
той, — сиропообразная жидкость, из которой могут образовываться
орторомбические кристаллы. В промышленных масштабах ее получают
обработкой серной кислотой природных фосфатов или Томасова шкала
от производства железа. Поэтому промышленная фосфорная кислота мо-
жет содержать примеси серной кислоты и фосфатов. В этом виде фосфор-
ная кислота применяется для производства минеральных удобрений.
Ее также используют и в других отраслях промышленности, в метал-
лургии как протравляющее средство и как агент фосфатизации и т.д.
Как трехосновная ортофосфорная кислота диссоциирует в три стадии.
Первая и вторая стадии происходят даже в разбавленных растворах,
а третья - только в концентрированных:
Н РО * Н*+НРО', К = 101-’6
3 4 2 4]
Н РО- * Н‘ + НРО2’, К =10“7-24;
2 4 4 2
ПРО2-- Н* + РО3-, К = 1(Г12'6.
4 4 3
Поэтому ортофосфорная кислота может образовывать три вида
солей, особенно со щелочными и щелочноземельными металлами. На-
пример, NaH2PO4 - первичный или двухосновный фосфат натрия;
Na НРО4 — вторичный и одноосновный фосфат натрия и Na3PO4 — третич-
ный или трифосфат натрия. Первичные фосфаты растворимы в воде и их
растворы имеют слабокислую реакцию (pH = 4,5), обусловленную диссо-
циацией, вторая стадия соответствует более слабой кислоте, наконец,
третья — очень слабой кислоте.
Фосфорная кислота является кислотой средней силы, ио, так как
51
обладает незначительной летучестью, может вытеснить азотную и соляную
кислоты из их солеи. Оиа ие токсична, в виде солей входит в состав лю-
бой клетки, живой или растительной. Поэтому оиа применяется при
производстве удобрений.
Фосфаты, в основном, слабо растворимые соли. Наиболее раствори-
мые у них первичные фосфаты. Фосфаты кальция растворяются только
в минеральных кислотах, поскольку они более сильные, чем фосфорная
кислота. Они относятся к очень сложным солям, в природе встречаются
в виде двойной соли, называемой апатитом. Прибавив двунатриевый
фосфат к нейтральному раствору, содержащему ионы кальция, получа-
ют труднорастворимый фосфат кальция СаНРО4- Он, как и третичный
нерастворимый фосфат кальция, при кислотной обработке переходит в
растворимые первичные фосфаты [7].
Ряд кислотных растворов для обработки песчаников, содержащих
гпииу, приготавливается с фосфорной кислотой. Утверждается, что можно
осуществлять частичную замену фтористоводородной кислоты. В табл.
3.3 представлена растворимость известняка и доломита в некоторых
кислотах [6].
Сулъфаминовая и хлоруксусиая кислоты (кислоты в твер-
дом состоянии) в очень редких случаях используются для стимулирова-
ния скважин.
Их применение обусловливается легкостью транспортирования в
твердом виде (порошок) в отдаленные места. Кислоты растворяют в
воде непосредственно на скважине или, будучи спрессованной в виде
стержней, она может непосредственна вводиться в ствол скважины.
Однако оии более дорогостоящие, чем НС1, НзССООН, НСООН и т.д.
Хлоруксусная кислота лучше сульфаминовой, особенно при температу-
рах выше 65 °C, поскольку последняя разлагается при температурах
выше 80 °C и не может бь!ть использована.
Сульфаминовая кислота HSO NH при нормальных условиях пред-
ставляет собой бело-пепельный порошок; в 1 м3 воды растворяется
146 кг сульфаминовой кислоты при 0 °C и 470 кг при 80 °C. Константа
диссоциации в воде при 25 °C составляет К = 0,101. Водный 1%-ный
раствор имеет pH = 1,2.
Растворяющая способность различных кислот
Таблица 3.3
Порода Кислота Масса поро> ды, раство- ряемой 1 кг кислоты, кг Обт^м породы, растворяемой 1 раствора с содержанием кислоты (%), mJ
5 | 10 | IS | 30
Карбонат кальция HCI 1,37 0,026 0,053 0,082 0,175
СаСО НСООН 1,09 0,020 0,041 0,062 0,129
(Р= 2,71 т!мъ} СН СООН 0,83 0,016 0,031 0,047 0,096
Доломит НС? 1,27 0,023 0,046 0,071 0,152
CaMg (СО ) НСООН 1,00 0,018 0,036 0,054 0,112
(P=s2,87 г<мЭ) СН СООН 0,77 0,014 0,027 0,041 0,083
52
10%-ный раствор в воде при 80 °C гидролизуется в пропорции 47 %:
Н O + HSO NH * NH OSO Н = NH HSO .
2 3 2 4 3 4 4
Сульфамииовая кислота менее агрессивна по сравнению с растворами
НС1 или HF и поэтому имеет преимущества при обращении с ней.
Сульфаминовая кислота взаимодействует с карбонатом кальция
следующим образом:
2HSO3NH2+СаСОз * Ca(SO3NH2)2 + Н^О + ССК
Соли кальция, магния и сульфаминовой кислоты легко растворимы
в воде.
ОРГАНИЧЕСКИЕ КИСЛОТЫ
Хотя они менее активны при воздействии с породами по сравнению
с НС1 или HF, органические кислоты предпочтительнее в операциях,
проводимых при высоких температурах, так как они вызывают незна-
чительную коррозию оборудования и могут легко ингибироваться. В
первую очередь органические кислоты применяют в операциях, требую-
щих продолжительного контакта кислоты с материалом труб, напри-
мер, при перфорации, а также при невозможности предотвращения кон-
такта с алюминиевыми или хромированными деталями. Хотя могут
быть использованы многие органические кислоты, только две кнслоты:
уксусная и муравьиная — нашли наибольшее применение.
Уксусная кислота СН3СООН. Пищевую уксусную 3—5%-ную
кислоту (уксус) получают при окислительной ферментации растворов,
разбавленных алкоголем. Для промышленного применения она непри-
годна, так как дорого стоит и сильно разбавлена.
Уксусную кислоту (75—80 %) получают при сухой дистилляции
древесины (древесный уксус). Другим важным способом является син-
тетическое производство концентрированной (больше 97 %) уксусной
кислоты, которую еще называют ледяной уксусной кислотой, в связи
с тем, что она затвердевает при 16 °C. Уксусная кислота смешивается
с водой в любых пропорциях и является первой органической кислотой,
применяемой в больших количествах при кислотных обработках скважин.
Наиболее часто используют 10%-ную уксусную кислоту. При этом про-
дукты реакции — уксусномагииевая и уксуснокальциевая соли — раство-
римы в отработанной кислоте. Иногда раствор уксусной кислоты приме-
няется в качестве жидкости перфорации. С экономической точки зрения
она более дорогостоящая, чем соляная или муравьиная кислоты.
В водных растворах уксусная кислота слабо диссоциирует, имея
при 25 °C константу ионизации = 1,75 • 10"5,
CH3COOH + H2O^ R-COO'+H3O+.
53
Поэтому она реагирует неполностью, сохраняя равновесие между про-
дуктами реакции и системой реагентов. Это свойство уксусной кислоты
(как и других органических кислот) позволяет использовать их в ка-
честве замедлителей реакции при кислотных обработках.
Муравьиная кислота НСООН в промышленных масштабах приго-
тавливается при обработке формиата натрия серной кислотой. Среди
органических кислот имеет самую малую молекулярную массу и обеспе-
чивает самую низкую стоимость растворенного объема карбонатной
порода. В водных растворах диссоциирует сильнее уксусной и слабее
соляной кислот. По сравнению с уксусной кислотой труднее ингибирует-
ся для предотвращения коррозии. При кислотных обработках песчаных
отложений применяется в смеси с НС1 или HF. Эта смесь менее корро-
зионноактивна, чем HCI + HF, особенно при высоких температурах.
Реагенты для образования в пласте кислот
Известно много способов генерирования в пласте кислот, но по
экономическим соображениям они не получили распространения. При
применении любого такого способа получается более высокая стоимость
продуктов, необходимых для растворения 1 м3 породы, чем при исполь-
зовании кислотных растворов. Однако эти способы имеют и преимущест-
ва, так как нагнетаемые растворы не оказывают коррозионного воз-
действия во время прокачки по колонне НКТ, поэтому они могут иайти
применение при стимулировании глубоких скважин, в которых темпера-
туры превышают 100 °C, и возникают проблемы, связанные с защитой
от коррозии [8}.
Способ образования в пласте соляной кислоты заключается в нагне-
тании водных растворов нашатыря и формалина.
4NH Cl + 6НСНО С Н N + 4НС1 + 6Н О.
4 6124 2
Образовавшаяся соляная кислота реагирует с карбонатом кальция, но
часть ее в контакте с гексаметилентетрамином С Н N* вновь образует
альдегид. Для предотвращения этого используют избыточное количество
нашатыря по сравнению с результатом стехиометрического расчета. Фор-
малин, необходимый для этого способа, находится в виде водного раст-
вора с его содержанием 37-40 %. Хлорид аммония поставляют в твердом
кристаллизованном виде. Он легко растворим в воде. При 20 °C насыщен-
ный раствор содержит 37,2 г нашатыря иа 100 см3 воды. Плавиковая
кислота в пласте образуется прн гидролизе формиата, метила, а образо-
вавшаяся муравьиная кислота реагирует с раствором бифторида аммония.
Вместо буфторида аммония можно использовать бифторид натрия,
хотя в присутствии известковых пород это может привести к вторичным
реакциям с образованием CaF2> который, выпадая в осадок, уменьшает
проницаемость продуктивных отложений.
В институте ИЧППГ-Кымпина исследуются и другие методы получе-
ния кислот в пласте. Некоторые из них основываются иа использовании
54
солей, которые могут гидролизоваться при высоких температурах в
отложениях глубоких скважин. К ним относятся MgCl^, ZnCl2 и т.д.
Лабораторные определения эффективности растворов
для кислотных обработок
Метод заключается в следующем. В лабораторный стакан с раст-
вором, эффективность которого определяют, помещают кубик мрамора
(или другой породы) со стороной около 1 см. Перед этим мраморный
кубик взвешивают с точностью не меиее 10'2 г и фиксируют продол-
жительность его нахождения в кислотном растворе. Спустя определен-
ный промежуток времени кубик извлекают из раствора, промывают
под струей воды и высушивают в сушильном шкафу при 100 °C. После
охлаждения на воздухе кубик взвешивают с первоначальной точностью.
Разность в массе указывает на эффективность растворения. Определения
могут проводиться при различных температурах. Этот метод носит узко
информативный характер, поскольку он дает сведения только о раство-
римости, не определяя проницаемости, осаждения нерастворимых вто-
ричных продуктов и т.д. Для определения взаимодействия кислотного
раствора в условиях, наиболее приближенных к условиям в стволе сква-
жины, в ИЧППГ-Кымпина создан специальный прибор, который может
быть изготовлен из стали марки ОЛТ35 или другой стали (рис. 3.1).
Главной составной частью этого прибора является кернодержатель (рис.
3.2), изготовленный из стальной трубы. В кернодержатель помещают
образец породы, на котором проверяется эффективность воздействия
кислотного раствора. На концах корпуса кернодержателя установлены
крышки, облицованные тефлоном, для герметизации. Крышки стягивают
с помощью тяг 4. Корпус кернодержателя 8, в котором находится обра-
зец породы 9, после необходимых измерений заменяется; в него может
подаваться воздух или дизельное топливо через ниппель 1 (см. рис. 3.2)
и НС! из емкости 4 через соединитель 3 (см. рис. 3.1). Удаляется жид-
кость через патрубок I. Керн может быть нагрет маслом, подаваемым
из емкости 2.
Во время эксплуатации прибора необходимо внимательно следить
за появлением негерметичностей, в этом случае немедленно снижают
давление в системе. Только после устранения утечек и дефектов возоб-
новляются эксперименты.
Прибор монтируется только в хорошо проветриваемом месте, так
как при работе с соляной кислотой выделяются сильнодействующие
коррозионноактивные пары [9].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Poolcn van. U.K. Mccanisnwl de acjiunc al acizilor in solutii. In: O.G.J. Sept. 25.
1967, p. 100.
2. Neni|cscu C.D. Chimic Generals. Ed. a 11-a Bucurcjti, Editura tehniefi, 1963.
p. 254.
3. Williams B.B.,'Gidlcy L.J., Schlechter R.S. Acidizing fundamentals. In: 5РГ -
AIME. New-York. Dallas, 1979.
JJ
Рис. 3.1. Монтажная схема прибора для
лабораторного определения эффектив-
ности растворов, применяемых для кис-
лотных обработок скважин:
1 - сливной патрубок; 2 — соединитель
на установке линейного вытеснения;
3 - двойной соединитель на емкости
с кислотой; 4 ~ емкость с НС!; 5 -
манометры; 6 - редуктор давления.;
7 - емкость для подачи дизельного
топлива; 8 - ниппель для подачи ди-
зельного топлива и сжиженного газа;
9 ~ термометр; 10 - кернопержатель;
11 - масляная ванна; 12 - емкость
для масла
Рис. 3.2. Кернодержатель:
1 - соединитель; 2 - гайка; 3 - распор-
ное кольцо; 4 - тяга; 5 - голландская
гайка; b - тефлоновая пластинка;
7 - верхняя крышка; 8 - корпус; 9 -
керн; 10 - нижняя крышка; 11 -
уплотнительное кольцо; 12 - прижим-
ная гайка
4. Smith F.C., Hendrickson R.A. Hydrofluoric acid stimulation of sandstone reser-
viors. In: SPE-J.P.T., fcbr. 1965.
5. SSndules'cu D. Chimic l;izic2. Bucuresti, Ed. ^tiinpficS $i enciclopedicS, 1979,
p. 553.
6. Lund K., Fogler H.S. Me. Сипе C.C. Prevederea curgerii si reactiei amestecurilor
de HCl/HFTn carotc de gresie poroaca. In: SPE of AIMF. 5646, 1975.
7. Turbo Chcmicals-Turflo. Solu|ii de acionzare cu acid fosforic (instruc|iuni de
utiiizare). Calgary, Canada, 1980.
8. Hall B.E. A new technique for generating in situ hydrofluoric acid for deep clay
damage removal. In: J.P.T., sept., 1978, p. 1220.
9. Cristian, Miron $.a. Tchnologii ji produji noi sau tmbunatanti perftru stimularea
sondelor si mlrirea productivitStii. Toma ICPPG. 8 Nc.. 1975.
4. ИНГИБИТОРЫ КИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ
И ЗАМЕДЛИТЕЛИ РЕАКЦИИ
Растворы соляной и других кислот (плавиковой, уксусной и т.д.),
используемые при обработке скважин для улучшения Гидродинамической
56
сообщаемое™ между продуктивными пластами и скважиной, вызывают
сильную коррозию металла. Коррозионная активность этих кислот име-
ет, главным образом, электрохимическую природу, зависящую от кон-
центрации, температуры и продолжительности операций.
Помимо массовых потерь металла, обусловленных воздействием
кислот, могут возникать и другие формы коррозии - благодаря водоро-
ду, образующемуся в результате коррозии, и под действием больших
механических нагрузок на оборудование, а именно: водородная хруп-
кость и трещинообразование под напряжением. Эти процессы значитель-
но снижают сопротивление металла при растяжении, что приводит к
тяжелым авариям. Коррозия всех видов и особенно вследствие тре-
шинообразования под напряжением во много раз интенсифицируется
в присутствии сероводорода и двуокиси углерода.
Кислотные обработки для интенсификации добычи углеводородов
в настоящее время — благодаря росту потребления энергии — стали очень
выгодными.
Промысловые условия объектов стимулирования добычи много-
образны и определяются различными факторами: составом пород, свой-
ствами флюидов, температурой, стадиями разработки месторождения
и др. Благодаря такому разнообразию условий необходимы множество
типов кислотных растворов сложного состава, состоящих из смесей
различных веществ, взятых в разных пропорциях для соответствующей
обработки скважин с учетом специфических условий. Помимо необхо-
димых компонентов: кислот (соляной, плавиковой, уксусной и т.д.)
и ряда присадок для уменьшения поверхностного натяжения, предотвра-
щения образования эмульсий и т.д. раствор для интенсификации добычи
должен еще содержать присадки — замедлители реакции, которые пре-
пятствуют быстрому реагированию кислоты в призабойной зоне сква-
жины, обеспечивая ее проникновение в пласт. Также во всех случаях
прибавляется один или несколько ингибиторов коррозии, поскольку
ее интенсивность в присутствии неингибированного кислотного раствора,
применяемого при обработке скважин, в сотни раз больше, чем в присут-
ствии соленой воды. А это, в свою очередь, приводит к быстрому вы-
ходу из строя промыслового оборудования. Использование ингибиторов
коррозии с высокой активностью в кислой среде имеет и преимущество,
так как позволяет в одной операции применять большие объемы раствора
концентрированной кислоты. Поэтому если раньше на одну операцию
использовали обычно 3—10 м3 кислотного раствора, то в настоящее
время, когда применяют активные ингибиторы коррозии, от 20 до
100 м3 кислотного раствора на операцию, а в некоторых случаях даже
сотни кубических метров. Кроме того, хорошее ингибирование кор-
розии приводит к повышению эффективности кислотной обработки
скважины за счет уменьшения количества растворенного желоза с внут-
ренней поверхности насосно-компрессорных труб, которое могло бы за-
тем попасть в продуктивный пласт.
Характер и необходимое количество ишибитори икисят от концент-
рации и состава используемой кислоты, температуры, совместимости
57
с другими присадками, условий техники безопасности и охраны окру-
жающей среды, экономических аспектов и др.
ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ для кислотных
РАСТВОРОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ СТИМУЛИРОВАНИИ
СКВАЖИН
Ингибиторами являются вещества, которые, будучи прибавленными
к коррозионноактивиой среде в очень малых количествах, уменьшают
или прекращают коррозию металлов. Ингибиторы в наибольшей мере
применяются для защиты стали, но совсем недавно их стали исполь-
зовать и для защиты других металлов или сплавов (А1, Си, бронза и
т.д.). Самой общей классификацией с точки зрения химического состава
и структуры является разделение ингибиторов коррозии на две кате-
гории: неорганические и органические. Среди неорганических соединений
можно указать: окислы мышьяка, сурьмы, йодистый калий и т.д. Они
химически взаимодействуют с металлической поверхностью и образуют
пассивированную пленку, устойчивую к коррозии. Применение неорга-
нических ингибиторов получило небольшое распространение благодаря
высокой себестоимости, токсичности и ограниченному действию. Однако
их использование обусловлено хорошими результатами, особенно в
присутствии органических ингибиторов.
Органические ингибиторы помимо того, что имеют низкую себестои-
мость, обладают повышенной защитной способностью. Основными клас-
сами органических соединений, применяемых в качестве ингибиторов,
являются: амины, амиды, аминокислоты, альдегиды, кетоны, спирты
с двойными или тройными связями и т.д. Молекулы этих органических
веществ содержат атом азота, серы, мышьяка или фосфора, являющийся
активным центром, и с его помощью адсорбируются на поверхности
металла, образуя таким образом защитную пленку. Помимо этого мо-
лекула ингибитора может действовать и за счет наличия двойных или
тройных связей. Многие вещества с поверхностно-активными свойствами
могут служить ингибиторами коррозии. Эти вещества благодаря асиммет-
ричной структуре молекулы с одним гидрофобным (углеводородный
радикал), а другим — гидрофильным (гидроксильная, аминовая группы
и т.д.) концами, концентрируются на поверхности металла, образуя та-
ким образом защитную пленку. Наконец, другая категория органических
веществ, которые могут действовать как ингибиторы, содержит в моле-
куле атом или функциональную группу, называемые комплексообразо-
вателями, и образует химическое соединение за счет координационных
связей с металлом [5].
Ингибиторы — это смеси двух или более соединений, в которых
один из компонентов обычно амии или вещество, содержащее в молекуле
атом азота. Эффект предотвращения коррозии смесью ингибиторов
не всегда аддитивен (рис. 4.1). Характер воздействия смеси различен
в зависимости от свойств составляющих ее компонентов: может проис-
ходить взаимное усиление этих свойств (см. рис. 4.1, кривая 7); адди-
58
тивность (кривая 2) и взаимное ослабление
(кривая 3). Совершенно очевидно, что свой-
ства и характер химических компонентов сме-
си должны выбираться таким образом, чтобы
их действие соответствовало кривой /, т.е.
взаимно усиливалось. Это эффект известен
под названием синергического.
Действие смесей ингибиторов зависит от
химической структуры. В основном, соеди-
нения с подобной структурой действуют ад-
дитивным образом. Необходимо отметить, что
невозможно только по химическому составу
точно определить действие смеси ингибиторов.
Для этого нужны экспериментальные исследо-
вания в лаборатории. Знание химических ха-
рактеристик ингибиторов необходимо исполь-
0 У. Компонент 2 /00 •/,
Рис. 4.1. Диаграмма дей-
ствия многокомпонент-
ных смесей:
1 - усиление; 2 - адди-
тивность; 3 - взаимное
ослабление
эовать при установлении условий их транспортировки и хранения, осо-
бенно при определении мер техники безопасности [1].
Далее приведем состав некоторых ингибиторов коррозии, произво-
димых в Румынии и получаемых по импорту.
АКОР-42, разработанный ИЧППГ-Кымпина и производимый в настоя-
щее время в промышленных масштабах, — комплексный продукт на
основе органических веществ с высокой молекулярной массой и поли-
мерных групп с азотом. Снижает коррозию оборудования, находящего-
ся в контакте с растворами как 5—15, так и 20—30%-ной соляной кис-
лоты. Сохраняет эффективность и в сложных кислотных растворах.
При взаимодействии с другими продуктами дает хорошие результаты
и при высоких температурах (около 150 °C). АКОР-42 - жидкость жел-
то-коричневого цвета, диспергируется в воде и кислотах, включая 30%-
ную НС1. Этот ингибитор образует непрерывную гидрофобную пленку,
препятствующую контакту кислоты с металлом, за счет прилипания
полярных групп к поверхности металла и ориентации цепи гидрокар-
боната в направлении кислой среды. Пленка ингибитора десорбируется
очень медленно и обеспечивает, таким образом, временную защиту обо-
рудования при освоении скважины после кислотной обработки.
АКОР-22 растворим в нефти и может применяться для защиты неф-
тепродуктов при транспортировке неочищенной нефти с содержанием
воды до 60-70 %. В смеси с поверхиостио-активным продуктом S 350
или нонилфеиолполиэтоксилатом,. уксусной кислотой и бутанолом мо-
жет использоваться для ингибирования растворов НС1 .
АРМОХИБ-28 — продукт фирмы ’’Армюр хесс” (Англия). Это амин
с большой молекулярной массой, разработанный специально для пре-
дотвращения коррозии в растворах соляной кислоты. Эффективен и
для смесей растворов НС! и HF.
Контол-АК-4 или АК-11, производимые фирмой ’’Петролите”
(США), - органические ингибиторы для предупреждения коррозии в
кислотных растворах, используемых при стимулировании скважин.
59
Представляют собою жидкость, содержащую алкилированные и окси*
алкилированные полиамины. Растворимы в воде и в растворе соляной
кислоты.
Норуст-НРЕ, поставляемый фирмой ”Оби” (Франция), - производ-
ный продукт жирных аминов в жидком виде. Растворим в воде и соляной
кислоте любой концентрации.
А-1 10 (фирма ’’Довелл”, США) состоит из органических компонен-
тов на основе азота, применяется для борьбы с коррозией в растворах
концентрированных кислот при высоких температурах (около ПО °C).
Очень хорошие результаты по ингибированию коррозии получены
и при использовании соединений с мышьяком. Однако их применение
ограничено из-за их токсичности для людей. Кроме того, следы мышьяка
в нефти при использовании ингибиторов могут вызвать ослабление ката-
лизаторов при каталитическом крекинге нефти.
Были проведены исследования в статических условиях ингибиторов
АКОР-22 и АКОР-42 при различных температурах относительно образцов
стали У-55. Обращает внимание действие некоторых добавок с синер-
гическим эффектом, таких как формальдегид, гексаметилентетрамин,
сульфат меди и йодистый калий и т.д. Наибольший эффект обеспечивают
йодистый калий KJ и соли мышьяка и сурьмы. При применении инги-
биторов, содержащих мышьяк, поставщикам указывают на его при-
сутствие и принимают соответствующие меры предосторожности. Отно-
сительно соединений с сурьмой существует мнение, что ингибиторы с этим
элементом для некоторых сталей не препятствуют локальной коррозии
в виде кавери.
Дискуссионной проблемой является допустимая скорость коррозии,
безопасная для преждевременного разрушения оборудования. Однако
до настоящего времени еще не установлена ее величина. Вместе с тем
всегда отмечается, что принимаемые значения завышены для высоких
температур. Как указывают и некоторые авторы, допустимые скорости
коррозии являются ориентировочными, поскольку в зависимости от
продуктивности скважины может быть установлен и более короткий
срок функционирования оборудования. Все-таки считается, что установ-
ление приемлемых величин скоростей коррозии совершенно необходимо
при определении в лабораторных условиях эффективности ингибитора
коррозии.
Скорости коррозии зависят также и от концентрации используе-
мой кислоты. Так, для 15 %-ной НС1 при 50 °C в качестве максимально
допустимой принимают 80 г/м2-ч. При отсутствии эффективного инги-
битора коррозии помимо разрушения материала труб образовавшиеся
за счет коррозии соли железа попадают в пласт, где могут осаждаться
при истощении кислотного раствора и возрастании pH более 2,7 [4].
Концентрация ингибитора для оптимальной защиты
Ингибиторы коррозии, особенно для высоких температур и при
значительных концентрациях — дорогостоящие продукты. В основном,
их содержание колеблется от 0,1 до 2—3 %. Оптимальная эффективность
продукта достигается при определенной концентрации, превышение
которой совершенно незначительно улучшает антикоррозионную за-
щиту. Оптимальная концентрация ингибитора определяется эксперимен-
тальным путем в лаборатории. При отсутствии такой возможности со-
блюдается рекомендации поставщика. Эффективность ингибитора харак-
теризуется следующим: коэффициентами торможения коррозии (/)
и защитного действия (Р, %); последний указывает (%) количество ма-
териала, которое потерялось бы в результате коррозии в отсутствие
соответствующего ингибитора. Если обозначить v о — скорость коррозии
прн отсутствии игнибитора (г/м2 • сут) и у - скорость при его присут-
ствии (г/м2 • сут), то
/=р /V, ---100]
0 у
1 = —152—, />=100(7--!-).
100 - Р v / 7
Влияние температуры и давления
Скорость коррозии возрастает экспоненциально с температурой.
Это соотношение может быть выражено следующим образом:
lg v = AQ/(2,3R Т),
где R — газовая постоянная; Т - температура; А и Q — константы, ха-
рактеризующие материал.
Поэтому свойства и количество ингибиторов выбирают в зависимости
от температуры. Существуют ингибиторы, эффективность которых очень
сильно снижается с повышением температуры. На практике границей
является температура 100 °C. Рост глубин бурения скважин усугубляет
эту проблему. Поэтому наряду с применением ингибиторов используют
и другие способы предотвращения коррозии, как-то: разбавленные или
органические кислоты или получение кислот в пласте и т.д. Также приме-
няют и технологические меры: охлаждение ствола скважины циркуляцией
воды с поверхности или другие методы. До сих пор не установлен четко
механизм действия давления на скорость коррозии. Высокое давление
на оборудование способствует появлению трещинной коррозии и водо-
родной хрупкости. Поэтому при выборе ингибиторов необходимо при-
нимать во внимание и этот аспект.
Продолжительность действия ингибиторов
В условиях нормальных температур и прн отсутствии контакта с
металлическими деталями действенность ингибитора ие ограничена.
Могут существовать и исключения, которые должны указываться по-
ставщиком продукта. Ингибитор коррозии может добавляться в кислот-
ные растворы во время хранения и транспортировки к месту операции.
Когда ингибиторы состоят из многих компонентов (действующих с си-
нергическим эффектом), их вводят в кислотный раствор перед началом
операции. Очень важно сократить до минимума ввод в скважину инги-
бированного кислотного раствора особенно при высоких температурах.
Отсюда следует несовпадение характеристик ингибитора, определенных
при различных продолжительностях экспериментов.
Влияние качества стали
Эффективность ингибитора зависит от качества стали (J = 55, N =
= 80, С = 75 и т.д.). Иногда одна и та же марка стали, поставляемой
разными заводамн-изготовителя, существенно отличается.
Ингибитор коррозии для сталей не обеспечивает защиту для других
металлов и сплавов.
Определение защитных свойств ингибиторов
Наиболее распространенный метод определения эффективности
ингибиторов заключается в измерении потерь массы одного образца в
неингибированном кислотном растворе н другого - в присутствии инги-
битора. Образцы изготавливаются из сталей основного оборудования.
Образцы взвешиваются иа аналитических весах до эксперимента и после
извлечения из раствора. Исследуют и поверхности образцов для выяв-
ления возможной локализованной коррозии в форме каверн. Эта форма
коррозии не может быть выявлена определением потерь в массе. Инги-
битор, который ие препятствует локализованной коррозии, ие может
быть применен на практике. Температура и продолжительность экспери-
мента учитываются при интерпретации результата. Также учитывают
и соотношение между объемом кислоты и поверхностью образца [2].
ЗАМЕДЛИТЕЛИ РЕАКЦИИ РАСТВОРА КИСЛОТЫ
С ПОРОДАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
Кислотные растворы, особенно концентрированные и в условиях
высоких температур, очень быстро реагируют с породой в призабойной
зоне скважины и не могут обеспечить раскрытие пор пласта. Поэтому
для замедления скорости реакции и проникновения кислоты на большее
расстояние вводятся прнсадки-замедлителн: поверхностно-активные ве-
щества анионного типа алкиларилсульфонатов (додецилбензолсульфонат,
сульфонаты нефти и т.д.), катионного (алкилированные амины, АКОР-
62
22 и т.д.) или неионного (спирт полиэтоксилат, алкил-фенолполиэток-
силат, 350, Е - 96 и т.д.). Их выбирают в зависимости от характера
породы, состава пластовых флюидов, температуры и т.д. Считается, что
механизм действия этих присадок состоит в адсорбции их иа поверхности
породы и образовании пленки, грудно проницаемой для кислот. Скорость
реакции замедляется в процессах кислотного разрыва за счет применения
гелеобразных кислот. Для этого используются в качестве присадок нату-
ральные смолы или синтетические полимеры. Органические кислоты или
их смесь с неорганическими благодаря более слабой реакционной способ-
ности также могут более глубоко проникать в породу.
Другой способ замедления реакций заключается в применении кис-
лотных эмульсий. Это неоднородные системы, образованные из двух
несмешивающихся жидкостей (кислоты и жидкого углеводорода), одна
из которых, а именно кислота, диспергирована в жидком углеводороде
в виде мелких капель, диаметр которых, в основном, имеет значения
в интервале от 0,1 до 50 мкм. Устойчивость этих систем обеспечивается
добавлением эмульгаторов. Лабораторные исследования эмульсии, сос-
тоящей из 15 %-ного раствора соляной кислоты (70-90 %) и нефти при
температуре 100 °C (30-10 %), показали ее устойчивость в течение 4 ч.
Скорости коррозии, измеренные при 90 °C на образцах стали С-75
в кислотной эмульсии, были в 3-5 раз меньше, чем в 15%-ном растворе
НС1, содержащем ингибитор.
Применение в промысловой практике кислотных эмульсий обеспечи-
вает высокую эффективность за счет более глубокого проникновения
в пласт благодаря медленному взаимодействию с породой.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Constantinescu Alex., Socol S., Crucian D.C., Cjnstantinescu P. Profectia anti-
cGrosivS in industria extractivfl de petrol $i gase. Bucure^ti, Editura tehnicS, 1978-
2. Constantinescu Alex. Dctcctarca mSsurarea coroziunii Bucurejti, Editura tchni-
c5, 1976.
3. Smith E.C., Doliarhide E.F., Bylh J. Nancy. Acid corrosion jnhitjtors - Are we
Getting What we need? In: SPE, 5644, 1975.
4. Тосунов H.M., Комаров А.И. Обработка пласта концентрированной соляной
кислотой. - Нефтепромысловое дело, 1975, № 7, с. 18.
5. Constantinescu Alex., Buricatu A. Efectul unoi substance tcnsioactivc asupra in-
hibitorilor de coroziune. In: Revista de Chimic, 27, nr. 7, 1976.
5. ПРИСАДКИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В КОМПЛЕКСНЫХ
РАСТВОРАХ ДЛЯ СТИМУЛИРОВАНИЯ
СКВАЖИН
В кислотные растворы, предназначенные для стимулирования сква-
жин, вводятся присадки, способствующие получению максимальной
эффекчнняопи и обеспечению условий безопасности. В первую очс[>сдь,
кислотный расгнор должен содержать ингибитор коррозии, в кот оргий
прибавлянмся н занисимосги от свойств пласта, состава нефш и гсх-
AJ
нологни — химические вещества для улучшения проницаемости, пре-
дотвращения образования эмульсий, уменьшения коэффициента трения
о стенки насосно-компрессорных труб, препятствия осаждению железа
и образованию гудронов, снижения скорости реакции с породой и т.д.
Эти вещества используют только в случае их совместимости и способности
действовать в существующих пластовых условиях, особенно под влияни-
ем температуры, давления и др. Учег-структуры и механизма действия
применяемых присадок позволяет обеспечить более эффективную и эко-
номичную их дозировку.
ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ ВЕЩЕСТВА
ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ПОВЕРХНОСТНЫХ НАТЯЖЕНИЙ
РАСТВОРОВ ПРИ ОБРАБОТКЕ СКВАЖИН
В растворы для обработки скважин прибавляются поверхностно-
активные вещества (ПАВ) для снижения поверхностного натяжения,
увеличения скорости проникновения в пласт, предотвращения обра-
зования гудронов и эмульсий, а также в качестве замедлителей реакции
и т.д. Существуют ПАВы, которые могут интенсифицировать защитные
действия некоторых ингибиторов коррозии или сами обладают свойст-
вами ингибиторов.
Поэтому выбор и ввод поверхностно-активных веществ в растворы
для обработки скважин должны осуществляться только тогда, когда
имеется уверенность, что они не сведут иа нет действия друг друга. По-
верхностно-активные вещества достаточно многочисленные, но число
тех, которые используются в качестве присадок для кислотных растворов,
невелико. Критериями их выбора являются: эффективность, себестои-
мость, возможности поставок и т.д. Поэтому для эффективного приме-
нения ПАВ на промыслах полезно ознакомиться с их структурой и меха-
низмом действия [1] .
Поверхностное натяжение жидкостей
В жидкости молекулы за счет сил сцепления находятся в состоянии
взаимного притяжения. Молекулы внутри жидкости притягиваются
другими молекулами равномерно во всех направлениях, так что резуль-
тирующая сила равна нулю, в отличие от молекул, расположенных на
поверхности, которые подвержены воздействию асимметричных сил,
направленных вовнутрь жидкости (рис. 5.1). Таким образом, поверх-
ность раздела жидкости ведет себя как упругая мембрана, стремящаяся
принять сферическую форму; поэтому капли жидкости принимают форму
сферы. Благодаря поверхностному натяжению капля воды иа поверх-
ности твердого парафина сохраняется. Для того, чтобы разрушить эту кап-
лю, необходимо приложить силу перпендикулярно к поверхности, про-
порциональную длине сечения. Эта сила, отнесенная к единице длины,
представляет собой поверхностное натяжение. Для капли воды в возду-
хе при различных температурах поверхностное натяжение приведено
ниже.
64
s
Рис. 5.1- Молекулы, находящиеся на поверхности и внутри жидкости:
а — молекула на поверхности жидкости, силы притяжения компенсированы асим*
метрично; б - молекула внутри жидкости
1 Ч'о
6
Температура, °C 5 10 15 20 30 60 90 100
Поверхностное натя- 74,9 74,2 73,5 72,8 71,2 66,2 60,8 58,9
жение, Н/см
При контакте двух несмешивающихся жидкостей, например нефти и
воды, аналогичное явление происходит на границе их раздела и носит
название межфазное натяжение. Его величина зависит от состава жид-
костей и температуры. Так, система нефть—вода имеет межфазное натя-
жение 51 • 10" 3 Н/м, а изобутнловый спирт-вода - 2,1 • 10~3 Н/м при
20 °C. Межфазное натяжение при контакте воды с различными жидкостя-
ми при t = 20 °C следующее.
Жид- Бензол Бензин Бутило- Гексан Октан Нефть Четырех-
кость вый хлорис*
спирт тый угле-
род
О, Н/см 35 48 1,6 51 50,8 48,3 45
Поверхностные явления играют большую роль при фильтрации флю-
идов через пористые среды. Удельная поверхность пород, ограничиваю-
щих пустоты в пористой среде, очень большая и зависит от величины
и формы частиц. Так, для сферических частиц эти соотношения приведены
ниже.
Диаметр частид, мм 1,66 0,88 0,21 0,10 0,05
Поверхность, открытая для 2510 5000 20 000 42 700 83 000
жидкости, в 1 м’ породы, м3
Для частиц другой формы, отличной от сферической, какими явля-
ются в действительности частицы породы, соответствующие поверхности
во много раз больше [2] .
Для облегчения проникновения кислотных растворов через капил-
ляры породы и снижения межфазного натяжения к ним прибавляются
различные ПАВ в объеме 0,1—0,5 %, такие как алкиларилсудьфоиаты,
сульфонаты нефти, алкилфенолэтоксилаты, этоксилированный спирт и
т.д. За счет уменьшения межфазного натяжения между кислотой или
5-271
65
истощенной кислотой и нефтью сокращается до минимума сопротивление
прохождению раствора через капилляры пласта.
Экспериментальными исследованиями установлено, что часть прибав-
ленных ПАВ адсорбируется на породе, при этом процесс зависит, в основ-
ном, от их структуры, свойств породы, состава пластовой воды и тем-
пературы. Прибавлением спиртов (метилового, изопропилового, бути-
лового) в объеме до 10 % уменьшается также межфазное натяжение.
Действие ПАВ можно усилить определенными добавками, такими как
спирты, альдегиды или другие продукты.
Структура и механизм действия поверхностно-активных веществ
Характерная особенность этих веществ заключается в их асиммет-
ричной молекулярной структуре, состоящей из двух групп молекул с
различными свойствами, одна из которых - неполярная, гидрокарбо-
натная и, следовательно, нерастворимая в воде — гидрофобная, а другая -
сильно полярная, ионизированная или неионизированиая, но растворимая
в воде - гидрофильная (рис. 5.2). Поэтому если в емкость, содержащую
слой воды и нефти или масла, вводят поверхностно-активное вещество,
то оно располагается на границе раздела этих двух жидкостей, ориенти-
руясь гидрофобной частью в сторону слоя нефти или масла и гидрофиль-
ной в сторону слоя воды (рис. 5.3). Этот адсорбционный слой уменьшает
межфазное натяжение масла, поэтому при перемешивании смеси масло
распадается на мелкие капли, которые образуют с водой эмульсию. Пер-
выми среди ПАВ стали применяться мыла благодаря их высоким поверх-
ностно-активным качествам. По химическому составу оии являются
солями натрия, калия или алюминия некоторых органических кислот,
извлекаемых из животных или растительных жиров. Поверхностное
натяжение водных растворов мыла при 20 °C составляет менее 30 х
х 10"3 Н/м, а воды - 75 • 10'3 Н/м. Молекула мыла имеет структуру
поверхностно-активных веществ (см. рис. 5.2), гидрокарббнатная цепь
которой имеет иа конце полярную группу СОО”, растворимую в воде.
Благодаря такой структуре молекулы мыла имеют тенденцию скапли-
ваться на поверхности раздела двух фаз (масло - вода, жир — вода и
т.д.). Этим механизмом объясняется моющее действие мыла на пятна
жира, пыли и другие загрязнения на тканях, кожном покрове и т.д.
Рассмотрим механизм адсорбции молекул мыла на границе раздела
фаз. Если взболтать сажу с водой и вылить на фильтровальную бумагу,
то вода просачивается чистой. Если же взболтать сажу в мыльном раст-
воре, то через фильтровальную бумагу будут проходить и тонкие частицы
сажи. Это обусловлено тем, что частицы сажи становятся очень мелкими,
не связанными между собой. При использовании мыльного раствора
его молекулы гидрокарбонатной частью присоединяются к частицам
сажи, а гидрофильные группы СОО” ориентируются на воду. Таким
образом, частицы сажи, каждая из которых окружена молекулами мыла,
образуют тонкую эмульсию, способную проникать через поры фильтра.
Это фактическое подтверждение механизма, посредством которого мыло
66
Рис. 5.2. Мицеллярные группировки и
их взаимодействие:
а - сферическая; б - ламеллярная;
в - мономолекулярная адсорбция;
г - мицеллярная адсорбция; / -
полярная группировка, растворимая
в воде; 2 - гидрокарбонатный ради-
кал, растворимый в нефти
---~ Вода - - -
Рис. 5.3. Расположение поверхност-
но-активных молекул, адсорбирован-
ных на границе раздела вода - нефть.
Условные обозначения см. рис. 5.2
Г*~1 / [—I 2
удаляет жировые пятна, масло, пыль или другие загрязняющие частицы
с текстильных тканей или кожи.
Применение мыла на нефтедобывающих промыслах ограничено
с одной стороны, тем, что для его приготовления используют продукты,
необходимые для питания человека, а с другой стороны — низкой эф-
фективностью, а в некоторых случаях практически нулевой. Известно,
что мыло не вспенивается в жесткой воде (содержащей ионы кальция и
магния), так как образуемые соли этих металлов нерастворимы в воде
и выпадают в осадок.
Благодаря специфическим особенностям и асимметричной молеку-
лярной структуре ПАВы в жидкости растворяются не так, как обычные
вещества (соли, кислоты, основания). При добавлении к воде неболь-
шого количества поверхностно-активного вещества оио концентрируется
на границе раздела, ориентируясь растворимой полярной частью в сторону
воды (см. рис. 5.3). При увеличении количества прибавляемого вещества
молекулы объединяются в виде характерных группировок сферической
или слоистой формы, называемых мицеллами. Минимальная концентра-
ция, при которой образуются мицеллярные группировки, называется
критической концентрацией или критической точкой. Установлено, что
при этой критической концентрации скачкообразно (резко) изменяется
ряд свойств водного раствора ПАВ, такие как поверхностное натяжение,
вязкость, электропроводность н т.д. (рис. 5.4). Эти свойства с возраста-
нием концентрации ПАВ изменяются очень медленно. Поэтому введение
поверхностно-активных веществ в концентрации, значительно превышаю-
67
Рис. 5.4. Изменение свойств раствора
при различном содержании додецил-
бензолсульфоната (ДБС):
1 - моющие качества; 2 - проводи-
мость; 3 — поверхностное натяже-
ние
щей оптимальное значение, может увеличить расход ПАВ без улучшения
свойств раствора (3].
В настоящее время получило
широкое развитие производство син-
тетических поверхностно-активных
веществ. Кроме ПАВ, в которых
полярная группа представлена кар-
боксильным радикалом СОО”, как
в случае мыла, появились вещества
с другими полярными группами.
Поверхностно-активные вещества
могут быть подразделены на следу-
ющие три категории: анионные, ка-
тионные и неионные.
Анионными ПАВ являются мы-
ла, алкиларилсульфонаты, нефтяные
сульфонаты и т.д.; к катионным
ПАВ относятся амины, соли и осно-
вания с четырехчленным азотом
и тд.; неионные включают это-
ксилированные продукты: -спирт
жирный полиэтоксилат, алкилфенол-
полиэтоксилат, жирные кислоты или
их полиэтоксилированные производ-
ные и т.д. (1] .
Длительное время в нефтедобы-
вающей промышленности применя-
лись сульфонаты нефти, полученные при обработке некоторых фракций
нефти концентрированной сериой кислотой. У этих продуктов полярные
функции выполняет группировка SOT , а функции катионного радикала —
гидрокарбонатная группировка с разветвленной ароматической структу-
рой. В настоящее время сульфонаты нефти применяются на промыслах
Румынии под названием D* или D} при деэмульсации нефтей. Их эффек-
тивность значительно ниже, чем других продуктов, таких как полиэток-
силаты, которые производятся в Румынии для этих целей под названием
Е96. Благодаря низкой себестоимости сульфонатов нефти в настоящее
время исследуется возможность их применения в виде мицеллярных
растворов в третичных способах добычи нефти.
Поверхностно-активные вещества с полярной группой SO" получают
и сульфонированием высших спиртов, жирных кислот, алкилбслзолов
и т.д. В этой форме они применяются в качестве присадок к растворам
для обработки скважин. Наиболее представительным продуктов нэ этой
группы является додецилбензолсульфонат натрия, который составляет
часть из семейства продуктов, имеющих общее название алкиларилсуль-
фонатов. Свойства этих продуктов зависят от разветвленности и природы
ароматического кольца [4, 5].
Катионные ПАВ применяют ограниченно, поскольку положительные
68
заряды значительно адсорбируются на отрицательных зарядах пород
силикатных отложений.
Широко распространены в настоящее время неионные ПАВ - поли-
этоксилаты. Их получают при конденсации органических соединений
(спиртов, фенолов, жирных кислот и т.д.), имеющих активный водород,
с оксидом этилена. Эти продукты производятся в Румынии для нефте-
добывающих промыслов под названием Е96, S 350, STN-3 и т.д. Их
себестоимость несколько выше, чем ионных ПаЬ (алкиларилсульфона-
тов, сульфонатов нефти и т.д.), ио они намного эффективнее. В некото-
рых случаях они могут адсорбироваться иа породе; но при прибавлении
и других компонентов, таких как спирты, эффективность полиэтокси-
латов увеличивается и уменьшается степень нх адсорбции.
Электрические изменения на границе раздела фаз
Многие процессы, происходящие на границе раздела твердое тело -
жидкость, такие как адсорбция, гидратация, ионный обмен и т.д., объ-
ясняются образованием электрических потенциалов на поверхности
твердых тел. Эти потенциалы могут оказывать влияние на фильтрацию
флюидов в порах породы. Явление идентично образованию разности
потенциалов между контактирующими металлом и электролитом. В
раствор электролита из твердого тела переходят атомы в виде положи-
тельно заряженных ионов, образуя вблизи поверхности твердого тела
отрицательно заряженный слой. Электрические заряды противоположных
знаков располагаются (рис. 5.5, а) в виде двойного слоя, известного
под названием двойного слоя Гельмгольца. Поверхностное натяжение б
зависит от электрического заряда, сосредоточенного на единице поверх-
Расстеянис от твсрдоги тела.
Рис. 5.5. Структура электрических зарядов на границе твердой и жидкой фаз:
а - приближенное распределение электрических зарядов; б - изменение потенциала
относительно твердой поверхности; г - граница неподвижного слоя; s - диф-
фузный слой
69
Рис. 5.6. Сталагмометр для измерения поверхностного натяже-
ния:
1 - капилляр; 2 - плоская поверхность; и / - метки
ности, и разности потенциалов в двойном слое Гельм-
гольца. Этот механизм проявляется и на поверхности
породы. Таким образом объясняется более интенсивная
адсорбция катионных ПАВ в песчаных породах, чем
анионных или иеионных ПАВ [6].
За счет кинетического движения ионов структура
двойного слоя Гельмгольца приобретает несколько
отличный вид, чем на рис. 5,5д . Потенциал изменяется
не скачкообразно, а в соответствии с графиком, приве-
денным на рис. 5,5,6. В слое S непрерывно происхо-
дит диффузия заряженных ионов из жидкости в жид-
кость. Слой S более сильно связан с поверхностью
твердого тела и намного тоньше, чем диффузионный
слой S • Поэтому при фильтрации жидкости в движение’
вовлекается только диффузионный слой. Если силы
притяжения очень сильны, скорости течения жидкости
и слоя 5 могут быть разными. Эффект таких влияний
электростатической природы легко выявляется при
течении флюидов через капилляры.
Непосредственным проявлением этого эффекта при фильтрации
через пористую среду являются электроосмос и электрофорез.
Для процессов обработки скважин электрические явления на поверх-
ности пород имеют большое значение в связи с адсорбцией присадок,
особенно ПАВ, и явлениями гидратации (набухания), наблюдаемыми
в глинистых породах.
Методы определения поверхностного натяжения
Существуют многочисленные методы для измерения этой характе-
ристики, например; капиллярный подъем, взвешнвание капель, коль-
цевые весы, максимальное давление пузырька воздуха и т.д. Широко
используются три метода, которые описаны ниже.
Сталагнометрический метод (СТАС 6117-80)
Исследования этим методом проводят на сталагнометрс (рис.
5,6), который имеет форму пинетки. Одна из его частей является
капилляром 1, по нему стекает измеряемая жидкость, образуя кап-
ли на шлифованном конце 2. Под действием гравитации они отры-
ваются при достижении предельного веса. Измерение заклю-
чается в определении числа капель л, которые образуются при
истечении объема жидкости, заключенного между реперами сталаг-
мометра i i 2> относительно числа капель н , образуемых тем же
70
объемом воды. Зная плотности исследуемой жидкости d и воды d
при температуре измерения, поверхностное натяжение определяют из
соотношения
где о - поверхностное натяжение воды.
^есы Леконт де Нуи состоят из платинового проволочного кольца,
подвешенного на нити, прикрепленной к очень точным крутильным
весам, градуированным в единицах силы. Платиновое кольцо помеша-
ется на поверхность жидкости, находящейся в стакане или кристалли-
заторе. Сила /, которую необходимо приложить к нити, чтобы оторвать
кольцо от поверхности жидкости, пропорциональна поверхностному
натяжению о, умноженному на длину пленки жидкости, контактирующей
с кольцом из платиновой проволоки / : f = 'll а.
Метод вращающихся капель
Точность измерения описанными методами составляет ± 0,1 х
х Ю”3 Н/м. Эта точность вполне достаточна для большинства случаев
практического применения поверхностно-активных веществ. Недавно
усовершенствован и сам метод измерения, что было необходимо, осо-
бенно в связи с новыми способами извлечения остаточной нефти при
использовании поверхностно-активных веществ. Этот метод обеспечива-
ет определение поверхностных н межфазных натяжений с точностью
10"6 — 10"1 Н/м. Прибор для измерения этим методом основан на враще-
нии капиллярной трубки, виутри которой находится капля исследуемой
жидкости. Измеряя длину и диаметр капли в зависимости от скорости
вращения, вычисляют межфазное натяжение.
Определение адсорбции ПАВ
Метод базируется на измерении поверхностного натяжения исследу-
емого раствора до и после его фильтрации через колонку, содержащую
материал (песок, глину и т.д.) с определенными характеристиками (сос-
тав, грануляция и т.д.). Необходимая аппаратура простая и состоит из
стеклянной трубки диаметром 25 мм и длиною 1 м. Эти размеры ориен-
тировочные. Сравнение эффективности достигается только при идентич-
ных размерах. В качестве материала-наполнителя используется кварце-
вый песок с грануляцией около 0,5 мм; песок предварительно промы-
вают раствором разбавленной HCi, затем нейтрализуют раствором
Na^CO^ , промывают до нейтральной реакции и высушивают в сушиль-
ном шкафу при 120 °C. После этого песок охлаждают до 20 °C и хранят
в закрытых банках. Процедура измерения следующая.
В стеклянную колонну вводят определенное количество чистого
песка или с небольшими добавками глины.
Определяют объем порового пространства (с раствором НС1) и де-
бит фильтрации.
71
Определяют поверхностное натяжение рабочего раствора, приготов-
ленного с соответствующими присадками, скорость коррозии, склон-
ность к образованию эмульсии и т.д.
Сливают из колонки исследуемый раствор, удаляют пористую среду
и заготавливают следующую в объеме 50 см3, для которой определяют
эти же характеристики.
АГЕНТЫ, ПРЕДУПРЕЖДАЮЩИЕ ОБРАЗОВАНИЕ
ИЛИ РАЗРУШАЮЩИЕ ЭМУЛЬСИИ
Образование эмульсий при обработке скважин увеличивает фильтра-
ционное сопротивление пласта в призабойной зоне скважины, уменьшая
приток флюидов. Для предотвращения этого явления в растворы, ис-
пользуемые для обработки скважии, добавляются вещества, предупреж-
дающие образование эмульсий и разрушающие их. Это, в основном,
поверхностно-активные вещества: анионные, катионные, неионкые или
их смеси. Выбор их зависит от свойств нефти, остаточной воды и поро-
ды, температуры и т.д.
Эмульсии — это дисперсные системы, образованные из двух иесме-
шивающихся жидких фаз, в которых одна тонко раздроблена, а другая
представляет непрерывную фазу. Легкость получения и устойчивость
эмульсий во многом зависят от молекулярной структуры эмульгирую-
щих жидкостей. Уменьшение межфазного натяжения в присутствии не-
которых веществ, которые адсорбируются на границе раздела, облегчает
образование эмульсий.
Перемешивание и температура — это те физические факторы, ко-
торые способствуют разделению на частицы и за счет этого появлению
эмульсий и их устойчивости. Вязкость эмульсин зависит от вязкости
непрерывной фазы, отношения объемов этих двух фаз и размеров частиц
дисперсной фазы [7].
Эмульгированию нефти в пласте способствует присутствие некоторых
веществ, которые могут встречаться в природных условиях, например
нафтенаты кальция и магния, асфальтены или смолы из нефти, которые
адсорбируются вокруг капель воды, или тонко диспергированные неор-
ганические вещества, которые, обладая преимущественной смачива-
емостью одной из жидкостей, образуют совместно с органическими ве-
ществами защитные ’’мембраны” вокруг частиц дисперсной фазы.
Предотвращение образования или разрушение эмульсий можно обес-
печить физическими средствами (центрифугирование, фильтрование,
подогрев и т.д.) и химическими методами. Последние заключаются в
добавлении поверхностно-активных веществ, которые адсорбируются
на поверхности раздела частиц эмульсий и разрушают сопротивление
пленки. К продуктам, которые могут использоваться для предупрежде-
ния образования эмульсий нефти, относятся продукт Е96, который сос-
тоит нз полиэтоксилата жирного спирта и изготавливается в институтах
ИЧППГ-Кымпииа и ЧП-Бразь, или деэмульгаторы D и D , которые сос-
тоят из сульфоиатов нефти, получаемых сульфированием некоторых
фракций нефти. К ним могут еще прибавляться и другие ПАВ: додецил-
72
бснзолсульфонат, амины этоксилата или изопропиловый, бутиловый
спирты и т.д.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГУДРОНОВ
В контакте с кислотами некоторые нефти, особенно содержащие
асфальтены, смолы, церезин или другие тяжелые углеводороды, обуслов-
ливают появление определенного количества гудрона. Он может прили-
пать к поверхности пород, уменьшая пористость и препятствуя реакции
с кислотой. Мелкие кашли гудрона могут способствовать образованию
и устойчивости эмульсий. Образование гудронов предотвращают вве-
дением растворимых в нефти ПАВ или ПАВ с деэмульгирующими свой-
ствами (8, 9].
ПРИСАДКИ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ ГЛИН
Дебит некоторых скважин иногда быстро падает, хотя начальная
реакция на кислотные обработки была положительной- Такое явление
обычно обусловливается миграцией тонких частиц, увлеченных из глины-
Промысловые исследования состава неорганических взвесей в нефти,
добываемой из таких скважин, подтверждают эту гипотезу. Глины могут
стать гидрофильными благодаря иоиному обмену с рабочим раствором.
Специфичным для них является иабухаиие в присутствии пресной воды.
Проницаемость падает вследствие набухания, диспергирования и переме-
щения твердых частиц, увлекаемых флюидами, фильтрующимися через
пористую среду. Адсорбция воды между структурными слоями глины
приводит к структурному расширению. В монтмориллоните, в условиях
солености пластовой воды, между солями минерала существует прост-
ранство 1,5—1,8 нм, заполненное водой.
Если минерализованная вода разбавляется пресной, она адсорбирует-
ся между этими слоями, так что пространство от 1,5—1,8 нм возрастает
более 3 нм. Таким образом объясняется падение притока нефти в загряз-
ненных песчаниках за короткий отрезок времени после выхода прореа-
гировавшего раствора. Чувствительность породы к такому процессу ус-
танавливается при прокачке через керн раствора хлористого натрия
вслед за дистиллированной водой. Потеря проницаемости во время про-
качки дистиллированной воды показывает степень чувствительности к
воде. Вместо природных кернов можно проводить исследования и на
искусственных смесях песка, каолинита и других компонентов. Способ-
ность к обмену катионами между глиной и раствором, находящимся
в контакте, непосредственно связана со способностью глин к набуха-
нию. Обычно контакт с одновалентными катионами (Na+, Li*) усили-
вает эту тенденцию, в то время как в присутствии двухвалентных (Са+,
Mg* и т.д.) чувствительность глин к чоде падает, однако защитные свой-
ства двухвалентных катионов значительно слабее, чем у высоковалент-
ных, таких как алюминий или цирконий. Их соли, будучи сильно гицро-
лизованными, обеспечивают более эффективную защиту. Например,
73
если в воде растворяется соль алюминия, то она гидролизуется, образуя
кислый раствор. Ион А1э* обладает сильным сродством к группированию
гидроксила ОН", поэтому при растворении в воде появляются ионы
Н* и происходит кислая реакция;
А1С1з + Н2 О А1(ОН)С12 + НС1 -
Реакция прекращается в этой стадии при контакте с водой, которая
диссоциирует очень иезиачительио. При сильно диссоциированном ос-
новании, каким является гидроокись натрия, А13* может взаимодейст-
вовать с тремя группами гидроксила:
AlCt3 +3NaOH А1(ОН)э + 3NaCl.
Соединения алюминия с одним и тем более с двумя гидроксилами имеют
тенденцию к образованию полимерных катионов с шестью циклами
или кратным числом циклов, согласно реакции:
А1(ОН)!’ + ОН' * АЦОНУ ,
бА1(он); * Aie(OH)j;.
Такие многоядерные ионы с положительным зарядом имеют плоскую
структуру. Благодаря отрицательному заряду породы (глины) ионы
адсорбируются и образуют защитную пленку от воздействия воды. Этот
способ был внедрен с хорошими результатами на скважинах для за-
качки пара, порода не изменяла свою структуру в присутствии конден-
сационной воды [10].
АГЕНТЫ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ СМАЧИВАЕМОСТИ
Эксперименты показывают, что поверхность раздела (мениск),
существующая между двумя несмешивающимися флюидами, примыкает
к стенкам твердого тела под определенным углом, называемым крае-
вым углом системы двух флюидов с твердым телом. Это явление можно
наблюдать, если поместить каплю воды на плоскую поверхность чистого
стекла, а другую - на парафинированную поверхность. Краевой угол
находится в прямой зависимости от смачивания поверхностей. Вода
смачивает стекло, т.е. на его чистой поверхности остаются следы жид-
кости, ио не смачивает поверхность парафина. Краевой угол для системы
вода - стекло не превышает 90°, а для парафина он больше 90° (рис.
5.7). Значение этого угла зависит от межфазного натяжения системы
и оказывает влияние иа фильтрацию флюидов через пористые породы.
За счет добавления некоторых ПАВ, которые адсорбируются на поверх-
ности породы гидрокарбонатной частью наружу, порода становится смачи-
ваемой относительно нефти, облегчая ее фильтрацию и препятствуя про-
никновению воды. Другие вещества также могут изменить смачиваемость
74
Рис. $.7. Влияние межфазного натяжения на форму капли:
и
а ~ жидкость смачивает твердую поверхность 6 б ~ жидкость не смачивает
* и
поверхность в ; I ~ вода, 2 - воздух; 3 — стекло; 4 — парафин
поверхности твердого тела- Например, если на поверхности кальци-
та (СаСО ), помещенного вначале в нефть, попадает капля воды, то оиа
прикрепляется к поверхности. Если же кальцит помещается в иефть, в
которой предварительно растворена олеииовая кислота (С1 ?Нз5-СООН),
то вода не смачивает такую поверхность. Явление объясняется тем, что
олеиновая кислота благодаря гидрофильной полярной группе СООН
адсорбируется на поверхности кальцита, а гидрокарбонатный радикал
ориентируется наружу, так что поверхность минерала становится гид-
рофобной. По отношению к воде твердые вещества могут быть под-
разделены на гидрофильные и гидрофобные. К гидрофобным относятся
металлы, парафин, угли, а к гидрофильным — гидраты металлов, окислы,
силикаты, целлюлоза.
Смачиваемость изменяют прибавлением в жидкость поверхностно-ак-
тивных веществ, которые, адсорбируясь на поверхности за счет способнос-
ти радикалов ориентироваться наружу, изменяют свойства поверхности.
ПАВ с таким действием, в основном, относятся к анионным (алкил-
арилсульфонаты, сульфонаты нефти и т.д.) или катионному (АКОР-22,
четвертичные соли алюминия и т.д.) типам. В промысловых эксперимен-
тах хорошие результаты были получены с АКОР-22 - катионным ПАВом
с высокой адсорбционной способностью на металлической поверхности
и поверхности породы, которая становится гидрофобной [3].
ВЗАИМНЫЕ РАСТВОРИТЕЛИ
В растворы для кислотной обработки скважин вводится ряд приса-
док (в большинстве поверхностно-активные вещества) для уменьшения
коэффициентов трення. разрушения эмульсий, удержания в суспензии
твердых частиц и т.д. Эти продукты могут быть легко адсорбированы
породами пласта так, что растворы за короткое время после закачки
в ствол скважины теряют свои первоначальные свойства. Адсорбция
75
зависит от свойств породы и ПАВов; известно, что адсорбция более
сильная при небольшой концентрации адсорбируемого вещества. Про-
цесс адсорбции на поверхности твердого вещества имеет физико-химичес-
кий характер. Недавними исследованиями установлено, что в определен-
ных случаях химические связи более активные и важную роль в них
играют электростатические силы из двойного слоя Гельмгольца. Напри-
мер, сухой SiO2, помещенный в воду, на первом этапе адсорбирует мо-
лекулы воды, которые связываются с его поверхностью, формируя
слой гидратированных молекул. Диссоциируя, эти молекулы образуют
ионы Н*, в результате чего поверхность заряжается положительно и может
адсорбировать ионы с отрицательными зарядами [10].
Были проведены лабораторные исследования при фильтрации кис-
лотных растворов с присадками поверхностно-активных веществ в колон-
ие, заполненной песком, содержащим кремний, или смесью песка с гли-
ной. При этом измеряли разиость поверхностного натяжения до и после
выхода раствора из колонны. Применив в качестве присадок различные
ПАВ: анионные, катионные и неионные, установили, что адсорбция зави-
сит от свойств ловерхностно-активного вещества, состава породы, тем-
пературы и т.д. Существует утверждение, что катионные ПАВ (амины
с четвертичным аммонием) и неионные (этоксилаты) адсорбируются
более интенсивно. Для предотвращения или снижения адсорбции ПАВ
на породе или даже на металлической поверхности насосио-компрес-
сорных труб во время закачки кислотных растворов в скважину исследо-
ван ряд растворителей, таких как органические кислоты, спирты, гли-
коли, гликольные эфиры и т.д. Наилучшие результаты по предотвращению
адсорбции получены при использовании гликольбутилового эфира. В спе-
циальной литературе этот продукт известен под названием этиленгликоль
монобутилового эфира (ЭГМБЭ), прибавляется в пропорциях до 10 %
в кислотные растворы, препятствуя Адсорбции ПАВ, а также и образова-
нию эмульсий. Иногда используется и в смеси с различными фракциями
нефти при операциях депарафинизации. Кроме ЭГМБЭ для предупрежде-
ния адсорбции применяют и другие растворители. Таким присадкам
дано общее название взаимные растворители.
СТРУКТУРИРУЮЩИЕ АГЕНТЫ
Для процессов трещинообразования в известняковых отложениях
используют присадки-загустители (повышающие вязкость) флюидов
с добавками твердых веществ, обычно зерен песка. В состав обычной
жидкости разрыва входят следующие компоненты: спирт (метиловый,
изотропиловый и т.д.), ПАВ, загустители и гранулированный песок.
Используются также концентрированные растворы CaCl , КС1 или NaCl.
В качестве ПАВ в порядке приоритета применяются следующие продук-
ты: анионные (алкиларилсульфонаты), неионогениые (полиэтоксилаты)
или катионные (амины четвертичного аммония). Катионные ПАВ ад-
сорбируются наиболее иитенсивио. Загустителями являются природ-
ные органические вещества или синтетические полимеры. В качестве
76
загустителей используют как натуральные смолы, извлеченные из расте-
ний (гуммиарабик и т.д.), так и полимеры целлюлозы (гидроксиэтил-
целлюлоза). Большое влияние на вязкость оказывают свойства и кон-
центрация солей. В некоторых случаях загустители должны быть устой-
чивы к высоким температурам. Поэтому различают две группы загус-
тителей: используемые при температуре ниже 100 и выше 100 °C [11,
12]-
КОМПЛЕКСИРУЮЩИЕ АГЕНТЫ
В веществах, имеющих молекулы со сложной структурой, связи
между атомами таких молекул не соответствуют нормальным валентным
связям и поэтому объясняются новыми механизмами. Многие вещества
могут образовывать комплексные соединения, но только некоторые
из них нашли примеиение в растворах для предотвращения выпадения
в осадок вторичных продуктов реакций с железом, алюминием или каль-
цием, особенно после начала истощения кислоты. Самыми неприятными
продуктами, выпадающими в осадок, являются железистые, которые
образуются при солянокислотных обработках. Источниками ионов железа
в процессах стимулирования могут быть продукты коррозии со стенок
насосно-компрессорных труб, насосов и тд. или железо из минералов
пласта. Выпадение в осадок зависит от отношения между ионами Fe3*
и Fe2*. Ионы трехвалентного железа осаждаются при pH ~ 2,2, в то время
как ионы двухвалентного железа осаждаются даже при pH < 7. Осаждение
ионов Fe3+ при закачке свежей кислоты не вызывают осложнений, по-
скольку они в контакте с железом из насосно-компрессорных труб и в
присутствии соляной кислоты преобразуются в ионы Fe2*. Взамен ионы
Fe3* из породы будут осаждаться в виде студенистого гидрата окиси
железа, который приводит к закупорке пор пласта. Предотвращение
осаждения соединений железа обеспечивается прибавлением в кислотные
растворы комгшексирующих агентов (’’закрепители”). С этой целью
используются ряд кислот и органических соединений. Наиболее известной
является лимоиная кислота, которая образует с железом комплекс,
растворимый даже при pH > 2,7:
Fe (НСО ) + С Н О С Н О Fe + 2Н СО .
' 3У2 687 667 23
Лимонная кислота может реагировать как с железом в растворе, так и
с его нерастворимыми соединениями. Соединения железа с лимонной
кислотой ие реагируют с другими соединениями.
Серия других органических кислот, такие как винная, молочная,
уксусная, глюконовая, или соединения, содержащие атомы О, N, S. Р, Аь
и т.д., могут образовывать с железом растворимые комплексы. Подоб-
ным образом ведут себя органические соединения с двумя функциональ-
ными группами (спирты, альдегиды, амины и т.д.) в одной и той же
молекуле, которые могут создавать с ионами железа ячеистые комплек-
сы. Такими органическими соединениями могут быть, щавелевая кис-
77
лота, этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТК), нитрилотрехуксусная
кислота (НТК), этилендиамин и т.д. Применение этих продуктов имеет
преимущества и ограничения. Стоимость и достигаемые результаты изме-
няются в зависимости от температуры и присутствия других ионов. Ли-
монная кислота, ЭДТК и НТК могут содержать более 3000 г/м3.Ре3 +
в прореагировавших растворах для времени более 4 ч при юмпературе
75 °C. Молочная, уксусная и глюконовая кислоты препятствуют осажде-
нию Fe(OH)3 при более низких температурах и при невысоких концент-
рациях соединений железа. Молочная кислота ие эффективна при тем-
пературах выше 35 °C. ЭДТК является одним из наиболее эффективных
комгшексирующих агентов, даже в присутствии больших количеств
солей железа и кальция и при температурах более 100 °C. Недостатком
ЭДТК является ее высокая себестоимость. Самой дешевой с роти извест-
ных реагентов является лимонная кислота, ио если она закачивается в
очень больших количествах (более 16,5 кг/м3 раствора), то в присут-
ствии ионов кальция может осаждаться в виде гитрата кальции. НТК
с точки зрения эффективности располагается между ЭДТК и лимонной
кислотой. Эта позиция сохраняется и относительно себестоимости.
Комплексные соединения могут образовываться и с неорганическими
веществами. Например, для предотвращения выпадения в осадок суль-
фата кальция часто используется гексаметафосфат натрия (NaPO ) .
Недостаток его заключается в необходимости применения в больших
количествах, поскольку в противном случае возможно превращение
гексаметафосфата в ортофосфат, который вызывает осаждение фосфата
кальция.
В присутствии больших количеств нерастворенного CaSO скорость
действия комплексирующего агента с ионом кальция должна 1эыть боль-
ше, чем скорость растворения сульфата кальция.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Anastasiu S.. JelescU Е. Detergenti si alti agent) de suprafata. Bucuresti Lditura
tehnica, J 968. p. 32.
2. McDoniel R.R., ^.a A new generation of soiidfrcc fracturing fluids. In- S.P.E.
5641.
3. Dowell Division of Dow Chemical. Instrucfiuni pentru exccutarca operator de
acidizare 4102. Tuiska, Oklahoma, 1978.
4. Lund K., Fogler H.. Me. Сипе, C.C. Predicting the flow and reaction of HC1/HF
acid mc.xturcs ui porous sandstone cores. In: S.P.E.I., oct. 1976. p. 248.
5. Novotny 1.1-.. Prediction of stimulation} from and fracturing treatments using fi-
nite fracture conductivity. In.- J.P.T. sept. 1977, p. 1187.
6. Dumansehi V.A. Coloi/.ii (traducere din limba rusi). Bucuresti Ed. de Stat, 1949,
p. 220.
7. Tuncscu R.C. Technologia distiUrii tijeiulei Bucuresti Ed. didactics pedagogic^,
1970. p. 180.
8. Thomas L.R., Grown V.C. New chemical treatment provides stimulation and clay
control in sandstone formation. In. S.E.E. - 7012.
9. Kruger R.E., Vogel L.C., Fischer P.W. Effect of pressure drawdown on clean up of
ciay or siet blocked sandstone In: J.P.T.,martic, 1967, p. 397.
10. Hall E.B. Efectul solvenjilor mutuali asupra adsorbtiei Tn acidizarea grcsiilor. In:
J.P.T.. vol. 27, dec. 1975. p. 1439-1442.
78
И. McDaniel R.R. s.a. A new generation of solid-free fracturing fluids. In: S.P.S.
5641,1975.
12. Seidel W.R., Stahl E.I. Cas well stimulation with a viscous Water - base fractu-
ring fluid. In: J.P.T. noiem. 1972, p. 1385.
6. ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА И РАСКЛИНИВАЮЩИЕ
МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ
РАЗРЫВЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО
РАЗРЫВА ПЛАСТОВ
Низкая начальная продуктивность может обусловливался как бло-
кировкой пластов во время бурения, цементирования и освоения на
глубину, недоступную кислотным обработкам, так и низкой природ-
ной проницаемостью пород-коллекторов.
На первом этапе капитальные затраты на разработку пластов оце-
нивают в процессе геологоразведочных работ и бурения при установлении
наилучшей сообщаемое™ между пластом и стволом скважины путем
химических обработок или гидравлического разрыва. Гидравлический
разрыв может быть определен как. физический процесс, при котором
порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря
воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в скважину
флюида. После разрыва давление флюида увеличивает трещину, обеспе-
чивая ее связь с системой естественных, природных трещин, не вскрытых
скважиной, а также с зонами повышенной проницаемости, расширяя та-
ким образом площадь дренажа скважины и способствуя значительному
увеличению ее дебита.
Необходимо подчеркнуть, что перед гидравлическим разрывом,
применяемым как метод контролируемого разрыва породы-коллектора,
рассматривают случаи аварийного проявления этого процесса во время
буреиия и цементирования скважин или во время нагнетания воды в за-
лежь.
Теоретическое представление процесса гидравлического разрыва,
как метода увеличения продуктивности скважин, было выполнено в
1948 г. Ж. Кларком. В 1957 г. М. Хуберт и Д. Виллис представили работу,
которая теоретически обосновывает механику трещинообразования
в продуктивных отложениях.
Совершенствование теоретических знаний одновременно с улучшени-
ем характеристик функционирования и результатов применения насосных
агрегатов, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов обеспечили
достижение коэффициента успешности операций трещинообразования,
близкого к 90 %. Положительные результаты, полученные на промыслах,
привели к общему приэианию этого способа в качестве необходимого
этапа в освоении эксплуатационных или нагнетательных скважии, кото-
рые вскрывают плотные пласты, представленные твердыми породами
(песчаники и известняки).
79
Известно, что нефтяные месторождения в большей своей части при-
урочены к осадочным породам с различной степенью плотности и твер-
дости в зависимости от качества составляющих зерен, характера цемента
и диагенетических процессов, которым подвергалась порода. Пустотное
пространство между твердыми частицами, составляющими породу, занято
газом, нефтью и водой, находящимися под давлением. Давления этих
флюидов изменяются от гидростатических до литостатических.
Помимо внутрипорового давления флюидов породы в нефтяном
месторождении подвержены и другим напряжениям, обусловленным
либо природными процессами складкообразования, либо искусственны-
ми, вызванными вмешательством человека, — взрывами, закачкой флюи-
дов под давлением и т.д.
С точки зрения механических напряжений порода подвержена рас-
тяжению и сжатию. Верхний материал давит с определенной силой, а
нижний с равной силой противодействует. Такое действие и противодей-
ствие вдоль некоторой плоскости называется напряжением. Растяжение
и сжатие подобны соответствующим напряжениям, но не идентичны.
Это внешние силы, которые обусловливают напряжение. Соответствую-
щие напряжения представляют собою внутренние силы, действующие
в теле, подверженном действию внешних.
Под действием ориентированных сил порода проходит три стадии
деформации: упругую (при исчезновении напряжения порода приобретает
первоначальную форму и размеры), пластичную (когда порода частично
возвращается к первоначальной форме при снятии напряжения) и раз-
рушение.
В стадии упругой деформации отношение между поперечной и про-
дольной деформациями называется коэффициентом Пуассона; для боль-
шинства пород он изменяется от 0,05 до 0,45 и в среднем равен 0,25.
Отношение между напряжением и деформацией определяет модуль
продольной упругости (модуль Юнга); ои изменяется от 0,5 • 10s МПа —
для слабо сцементированных песчаников до 13 . 10s МПа — для плот-
ных известняков или доломитов.
Определение типов трещин в регионе лежит в осиове проектирования
операций искусственного трещинообразования. Вертикальные трещины
показывают, что наименьшие напряжения ориентированы горизонтально;
горизонтальные — что минимальное напряжение имеет вертикальную
направленность. Трещины будут зарождаться и развиваться в плоскости,
перпендикулярной к наименьшему главному напряжению (рис. 6.1 и
6.2).
Промысловые эксперименты показали, что на малых глубинах (300—
600 м) образуются в большинстве случаев горизонтальные трещины,
а на глубинах более 1000 м создаваемые трещины ориентированы вер-
тикально. Между 600 и 1000 м расположена зона неопределенной ориен-
тации трещин.
Лабораторные эксперименты свидетельствуют о том, что при гра-
диентах разрыва до 0,0158 МПа/м трещины ориентированы вертикально,
а более 0,0223 МПа/м — горизонтально. Промысловые данные ие под-
80
Рис. 6.1. Элемент пласта с горизонталь- Рис. 6.2. Элемент пласта с вертикальной
ной трещиной при вертикальном ори- трещиной при горизонтальном орненти-
ентировании минимального главного на- ровании минимального главного напря-
пряжения жения
тверждают этого. Вертикальные трещины образуются даже при градиен-
тах 0,0148 МПа/м, в зависимости от регионального размещения тюля
механических напряжений.
Градиент трещинообразования — это параметр, на который невоз-
можно воздействовать, поскольку он является специфической харак-
теристикой каждого пласта.
Энергию, необходимую для разрыва пород, с поверхности на забой
скважины передают посредством флюидов, называемых жидкостями
разрыва. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортиру-
ют материал для поддержания их в раскрытом состоянии после снижения
гидравлического давления на стенки трещни. Жидкости разрыва должны
иметь определенные вязкость, устойчивость к температуре, малые потери
давления иа трение при их прокачке через трубы малого диаметра и т-д.
Жидкости разрыва могут быть нейтральными, когда компонентами
для образования эмульсий или гелей являются вода и нефть, или кислот-
ными — при использовании органических и неорганических кислот.
НЕЙТРАЛЬНЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО
РАЗРЫВА ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Нейтральные жидкости разрыва, применяемые для передачи давления,
могут быть ньютоновского типа (флюиды, у которых абсолютная вяз-
кость остается постоянной независимо от изменения напряжения сдвига),
как, например, вода или углеводороды иеньютоновского типа (флюиды,
у которых кажущаяся вязкость'изменяегся ттри изменении напряжения
сдвига), как,например, эмульсии и гели на основе углеводородов, воды,
спирта или загущенные нефтепродукты и т.д., полученные прибавлением
к ньютоновским флюидам химических веществ (рис. 6.3).
G-271
«I
Рис. 6.3. Диаграмма изменения
реологических свойств флюидов
ньютоновского и неньютоновс-
кого типа:
/ - область ламинарного тече-
ния; II - переходная зона;
III - ’область турбулентного
течения; 1 - бингамовская мо-
дель; 2 - ньютоновская модель
Выбор типа жидкости разрыва, обусловлен литологическим составом
отложений и свойствами углеводородов, формирующих месторождение.
Так, в отложениях, чувствительных к воде, рекомендуют применять
жидкости разрыва на основе нефтепродуктов, а в газовых скважинах
гели на основе_^т^олал!лккоидеисата. -
'Первыми жидкостями разрыва, которые применялись как в миро-
вой практике, так и Румынии, были гели на основе углеводородов, при-
готовленные при растворении нафтенового мыла в керосине. Добавление
агента для разрушения геля при приготовлении или его последующей
закачке позволяет преобразовать гель в флюид низкой вязкости, легко
удаляемый из пласта и ствола скважины при ее освоении и пуске в эксплу-
атацию. Жидкости разрыва на основе керосина с успехом использовали
при гидроразрыве песчаников с различной степенью плотности, извест-
няков, доломитов и конгломератов, поскольку гидрокарбонатные ком-
поненты такого геля совместимы с отложениями любого типа и с любыми
углеводородами.
Хорошие результаты были получены при использовании этого геля
и в гидроразрывах на газовых месторождениях. Несмотря на то что он
обладает контролируемой вязкостью, хорошей транспортирующей спо-
собностью и низкой фильтруемостью, представляя собою флюид, неза-
менимый при гидроразрыве практически всех известных месторож-
дений, от его применения отказались вследствие высокой себестоимости.
Из экономических соображений перешли к использованию нефти в чистом
виде или смешанной с соленой водой виде эмульсии.
Эмульсии представляют собой однородную смесь двух несмешиваю-
щихся флюидов, один из которых представляет непрерывную фазу (внеш-
нюю), а другой, представленный в виде мельчайших капель, — дисперс-
ную фазу (внутреннюю). Систему стабилизируют прибавлением эмуль-
гатора.
Вязкость природной нефти, как правило, снижается под влиянием
пластовых температур, что требует непрерывной и быстрой закачки
для транспортировки песка в трещины?
82
При больших объемах нагнетания и малых диаморах ipyCoiipnuu/lO*
потери давления на трение велики, что иногда целас! проблсмн1ИЧМЫМ
применение этого способа, простого и эффективного с экономической
точки зрения. Фильтрация нефти в отложения регулируется ирибавле»
нием тонко размолотого или распыленного асфальта.
Качества нефти, как жидкости разрыва, могут быть улучшены путем
эмульгирования.
Получение эмульсий прямого или обратного типов (в зависимости
от применяемого эмульгатора) с содержанием соленой воды от 60 до
90 % обеспечивает хорошую несущую способность жидкости разрыва.
По мере того как нефть становилась все более ценным сырьем для
нефтехимической промышленности, расширялось применение жидкостей
разрыва на основе воды. Такие флюиды получаются путем гелификации
пресной, пластовой или минерализованной (с NaCl, КС1, CaCl и т.д.)
воды. Гель, полученный таким образом, имеет низкую фильтруемость,
может транспортировать большие количества песка, а потери давления
на трение при этом на 40—80 % меньше, чем у жидкостей разрыва на ос-
нове углеводородов.
В качестве агентов гелеобразования используют натуральные поли-
меры типа гумми-гуар и другие полисахариды или синтетические поли-
меры типа полиакриламида, гидроксиэтилцеллюлозы или гидроксипро-
пиловые производные гумми-гуара. Эти гелеобразователи одновременно
снижают трение.
Изложенное указывает, что растворы полимеров в воде являются
новыми с точки зрения возможности их использования для получения
жидкостей разрыва на основе воды.
Введение агента для разрушения геля снижает его вязкость до зна-
чений, близких воде, так что обработанная скважина легко и быстро
очищается. Будучи устойчивыми к высоким температурам, гели на основе
воды позволяют осуществлять гидрораэрыв скважин с температурами
около 150 °C и применять в одной операции большие количества раскли-
нивающего материала.
Современная тенденция в мировой практике заключается в замене
жидкостей разрыва на основе углеводородов на жидкости разрыва на
основе воды.
ПРИСАДКИ ДЛЯ ЖИДКОСТЕЙ РАЗРЫВА
Лабораторные исследования и данные промысловых экспериментов
показали, что эффективность гидроразрыва можно значительно повысить,
если жидкости разрыва обрабатывать присадками, улучшающими их
характеристики. Среди используемых присадок наибольшее значение име-
ют антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.
Аитифильтрациоиные агенты
Теоретические исследования показали, что увеличение продуктив-
ности зависит от суммарной поверхности образованных трещии, а лабо-
раторных — что протяженность трещин обусловлена фильтрацией жид-
кости разрыва в отложения.
Для предупреждения поглощения жидкости разрыва к ней прибав-
ляют вещества, снижающие их фильтруемость. Это позволяет увеличить
протяженность, а значит, и поверхность трещин, что приводит к повыше-
нию продуктивности.
В то же время ангифильтрационные агенты предотвращают закупор-
ку трещин, равномерно распределяя расклинивающий материал по всей
глубине трещины.
Необходимость сокращения потерь жидкости разрыва в отложениях
обусловлена тем, что объем жидкости разрыва, теряемый за счет фильт-
рации, может достигать 90 % от всего закачанного объема.
Точные объемы фильтрации для лрисадок различного типа получают
экспериментально либо на фильтр-прессе типа Барройд с использованием
фильтровальной бумаги, либо на образцах керна, отобранного из пласта,
подлежащего обработке. Необходимо иметь в виду, что все лабораторные
испытания выполняются в статических условиях. В действительности
движение флюида вызывает непрерывную эрозию корки, что приводит
приблизительно к двукратному увеличению объема фильтрации по срав-
нению со статическими условиями.
Применяемые антифильтрационные агенты являются натуральными
или синтетическими полимерами с большой молекулярной массой и
одновременно загустителями для жидкостей разрыва. Основные поли-
меры, применяемые для приготовления жидкостей разрыва и снижения
фильтрации, описаны ниже.
Гумми-гуар и производные гидроксиалкилатов. Гумми-
гуар — это полисахарид, устойчивый к минерализованным водам, но
чувствительный к бактериальной атаке. Производные гидроксиалкила-
тов представляют собою улучшенные основные натуральные продукты.
Производные целлюлозы и, в частности, гидроксиэтилце-
люлоза (ГЭЦ). Их получают на основе натуральной целлюлозы. Бла-
годаря их неионогенной природе они совместимы с большинством дру-
гих присадок и допускают присутствие инородных иоиов в значитель-
ных количествах.
Полиакриламиды. Это синтетические полимеры, чувствительные
к солености воды, но устойчивые к высоким температурам.
Гидратация полимеров
Этот Процесс происходит не сразу. По кинетике их образования
различают соединения, пригодные для образования геля в непрерыв-
ном потоке, и соединения, для которых гель должен предварительно
приготавливаться в отстойниках.
84
Стремятся к применению таких полимеров, которые позволяют
приготавливать гели разрыва в непрерывном потоке. В этом случае дли-
тельность гидротацни, которая зависит от типа и грануляции гелсобразую-
щего агента, выбирают таким образом, чтобы процесс образования геля
происходил До его закачки в скважину.
Гумми-гуар имеет характерные особенности: в присутствии соеди-
нений бора и при слабощелочном растворе гумми-гуар легко дисперги-
руется без повышения вязкости основного флюида.
Если pH падает, то начинает формироваться структура гели. Составы
на базе гумми-гуара для операций с предварительным приготовлением
содержат, помимо гумми-гуара, буру (тетраборнокислый натрий), быст-
рорастворимое основание и медленнорастворимую кислоту. Благодаря
быстрому растворению буры и основания гумми-гуар гидратируется
без загущения флюида; так устраняется опасность образования хлопьев
и обеспечивается достаточно легкое перемешивание для получения од-
нородной смеси. Запоздалое растворение кислоты позволяет в итоге
получить вязкий гель.
Подобные способы были использованы для контроля гидратации
и других полимеров.
Реология гелей иа основе воды
Растворы полимеров в воде ведут себя как псевдопластические
флюиды.
Как для всех неиьютоновских флюидов, кажущаяся вязкость таких
растворов изменяется в процессе гидроразрыва (рис. 6.4).
Флюид, закачиваемый по колонне НКТ диаметром 7,3 см с дебитом
26,7 см3/с, подвержен большим сдвигающим напряжениям, и его ка-
жущаяся вязкость уменьшается. Во время проникновения флюида в
трещину (предполагается, что она имеет раскрытие 1 см по высоте 10 м)
градиент сдвига снижается и кажущаяся вязкость возрастает. При филь-
трации в пласт на флюид вначале действуют очень большие градиенты
сдвига, соответствующие максимальной фильтрации, а затем незначитель-
ные — после формирования антифильтрационной корки.
При проектировании гидроразрыва необходимо учитывать эти изме-
нения градиента сдвига и, следовательно, кажущейся вязкости.
Фильтрация гелей
При исследовании фильтрации геля через стенки трещины в пласт
определяли, в частности, проникает пи полимер в пористую среду или
остается на стенках трещины в виде корки. Замечено, что это зависит
исключительно от свойств применяемого полимера.
Графики фильтрации водных растворов гумми-гуара указывают
на формирование корки. Молекулы гумми-гуара не проникают в отло-
жения или проникают незначительно. Графики аналогичного характера
получены для всех гелей, приготовленных на основе гумми-гуара или его
производных.
85
ZZJ
О ЮО 200 300 ЧОО SOO 600
Рис. 6.4. Изменение кажущейся вяз*
кости жидкости разрыва во время
обработки при дебите 1600 л/мин в
насосно-компрессорных трубах (1)
диаметром 73 м; в трещине (2)
с раскрытием 1 см и длиною 10 м;
при мгновенной фильтрации (5) и
при фильтрации в матрицу (4)
Пашущаяся вязкость, ыПа с
Вязкость фильтрата в этом случае сопоставима с вязкостью основно-
го флюида, из которого приготовлен гель.
Наоборот, в случае гелей приготовленных с целлюлозными производ-
ными или с полиакриламидом, фильтрация контролируется только вяз-
костью, поскольку молекулы полимера проникают в поры пласта. В
этом случае за вязкость фильтрата, проникающего в поры пласта, при-
нимается вязкость геля. Для таких флюидов график, характеризующий
зависимость суммарного объема фильтрата от у/t, можно представить
в виде прямой, проходящей через начало координат.
Гели иа основе нефти
Гели иа нефтяной основе получили широкое применение, аналогичное
гелям на основе воды. Указанные гели получаются путем прибавления
нефтепродукта с водным раствором кислоты или основания. Увеличение
вязкости достигается за счет образования мицелл внутри основного
флюида.
Недавно появились гели на основе углеводородов сетчатого строе-
ния.
Гели на основе углеводородов - псевдопластические флюиды, и их
реологические свойства аналогичны гелям на основе воды.
•Понизители треиия
Сокращение потерь давления на трение или закачке жидкостей разры-
ва с высокими дебитами, особенно в насосно-компрессорных трубах,
приобретает большое практическое значение. Это позволяет передать
на забой дополнительную гидравлическую мощность, повышая таким
образом эффективность операции и снижая ее себестоимость.
Было исследовано влияние добавления малых количеств полимеров
на сокращение потерь давления на трение при прокачке нефтепродуктов
или воды по трубам. Установлено, что при турбулентном течении флюидов
с небольшим содержанием полимера потери давления на трение значитель-
но ниже, чем при прокачке того же флюида без полимеров, хотя вязкость
флюидов с полимерами намного больше.
Уменьшение трения зависит от свойств полимера, его концентрации,
числа Рейнольдса и т.д. и может достигать 80 %.
86
Для флюидов на основе воды наиболее эффективными полимерами
являются гумми-гуар, целлюлозные производные, полиакриламиды,
оксиды этилена, производные гидроксипропилов гумми-гуара и поли-
сахаридов .
Предполагается, что снижение потерь давления на трение обуслов-
ливается торможением молекулами полимеров образования турбулент-
ности внутри жидкости, вследствие чего уменьшаются потери энергии
и, соответственно, падение давления.
Для получения данных о потерях давления в трубах разного диа-
метра при закачке рабочих флюидов с добавками полимеров при раз-
личных дебитах существуют номограммы.
КИСЛОТНЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО
РАЗРЫВА ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Все карбонатные отложения, для которых в качестве метода стиму-
лирования рекомендуется кислотная обработка, могут быть обработаны
комбинированно: кислотой и гндроразрывом пласта кислотной жид-
костью.
Эта жидкость разрыва представляет собою прямую или инвертную
эмульсию, приготовленную из кислотного раствора, нефтепродукта и
эмульгатора. Пропорция кислотного раствора может изменяться в зави-
симости от типа эмульсии и условий обработки. В зависимости от типа
используемого эмульгатора можно получить прямые эмульсии (нефти
в кислоте) или обратные (кислоты в нефти). Выбор типа эмульгатора
определяется геолого-физическими условиями скважины. Как жид-
кости разрыва прямые кислотные эмульсии не нашли широкого при-
менения, поскольку они вызывают коррозию и обладают высокой ско-
ростью реакции кислоты с породой.
Широко используются кислотные жидкости разрыва типа инвертной
эмульсии, в которой соляная кислота находится в дисперсном состоянии
в виде мельчайших капель в нефти с эмульгатором, составляющих внеш-
нюю фазу эмульсии. В процессе закачки кислотной эмульсии контакт
между кислотой, металлическим оборудованием и породой затрудняет-
ся благодаря барьеру из углеводорода и эмульгатора.
Таким образом, инвертные кислотные эмульсии являются неоднород-
ными системами, состоящими из двух несмешивающихся жидкостей
(кислота - нефтепродукт), одна из которых (раствор кислоты) диспер-
гирована в другой (нефтепродукт или нефть) в виде капель с диаметром
от 0,1 до 50 мкм.
Эти системы обычно мало устойчивы, поэтому к ним добавляют
эмульгаторы, которые способствуют также образованию эмульсий.
До настоящего времени не выработана еще единая теория, объяс-
няющая все аспекты, связанные с образованием, устойчивостью и обра-
тимостью эмульсий, а также и механизм воздействия эмульгаторов.
Например, по теории межфазных натяжений считают непосредствен-
ной причиной образования эмульсий снижение межфазного натяжения
87
на поверхности раздела двух несмешавающихся жидкостей; в пленочной
теории, дополняющей предыдущую, показывают, что эмульгатор покры-
вает частицу дисперсной фазы одно- или миогомолекулярной пленкой
вследствие селективной адсорбции, разделяя таким образом дисперсную
и непрерывную фазы пленкой с высокой химической и механической
прочностью; теория гидратных и сольватных комплексных соединений
показывает, что эмульгатор может образовывать эмульсии типа нефть в
воде или вода в масле, в зависимости от отношения полярных и неполяр-
ных частей.
Следовательно, используя соответствующие эмульгаторы, можно
получать кислотные эмульсии с контролируемой вязкостью, аналогичные
эмульсиям соленой воды в нефти, применяемым сейчас в качестве жид-
костей разрыва.
Кислотная эмульсия может транспортировать песок, как любая жид-
кость разрыва. Для нее характерна относительно низкая фильтруемость.
Фильтрат эмульсии реагирует с породой пласта, способствуя, наряду с
раскрытием больших трещин, увеличению диаметра пор матрицы и рас-
ширению микротрещии химическим путем, обеспечивая в результате
значительный рост проницаемости матрицы. Это особенно важно для
известняков и доломитов с низкой проницаемостью матрицы.
Учитывая статистическое распределение каналов в поровом прост-
ранстве, проникновение эмульсин и фильтрата в матрице должно быть
направлено в преобладающей.степени по каналам большого диаметра,
по которым фильтруется наибольшее количество нефти.
Кислотная эмульсия, приготовленная с легкими углеводородами
(конденсируемыми), дает очень хорошие результаты при стимулирова-
нии газовых скважин, особенно вскрывающих отложений, чувствитель-
ные как в воде (явления набухания глин), так и к нефти (снижение
эффективной проницаемости для газа).
Исследована зависимость объема жидкости, фильтруемой через мат-
рицу известняка, от распределения диаметров пор (табл. 6.1) и опреде-
лено, что хотя поры диаметром более* 2 мкм составляют только 15 %
от общего объема пор, через иих фильтруется 75 % всего объема флю-
ида.
Очевидна важность контроля вязкости кислотного раствора за счет
эмульгирования как для получения жидкости разрыва с хорошими тран-
спортирующими свойствами расклинивающего материала, так и жидкости
для кислотной обработки крупных пор матрицы, обеспечивающих пре-
обладающую фильтрацию флюидов к стволу скважины.
Как отмечалось раньше, кислотные эмульсии имеют преимущества
перед иеэмульгированиыми кислотными растворами, так как они зна-
чительно уменьшают скорости коррозии и реакции (табл. 6.2 и 6.3, рис.
6.5).
Лабораторные исследования показали, что как скорость реакции,
так и устойчивость эмульсий при высоких температурах улучшаются
при использовании нефти вместо дизельиого топлива.
Исследование скоростей реакции и коррозии в зависимости от кон-
88
Таблица 6.)
Зависимость относительного объема жидкости, фильтруемой через матрицу известняка
от распределения диаметров пор
Диаметр пор, мкм Относительный объ- ем пор, % Относительный объем филь- труемого флюида, %
< 1 60 10
1-2 25 15
2-5 12 30
> 5 3 45
Таблица 6.2
Скорости коррозии, измеренные при 90 °C
на пластинке стали OL-38
Раствор Скорость кор- розии, г/м2 -ч
Неингибированные НС! * 97,5 % НС! + 2,5 % формалина 98 % НС! + 2 % формалина 80 % НС! + 18 % дизельного топлива + 2 % эмульгатора 70 % НС1 + 28 % дизельного топлива + 2 % эмульгатора 60 % НС! + 38 % дизельного топлива + 2 % эмульгатора 1470 230 30 3,3 3,1 2,8
* В опытах использовали 15 %-ную НС1 .
Таблица 6.3
Скорости реакции мрамора с различными растворами
Раствор для стимулиро- вания Скорость реакции (г/м2 х х мин) при температуре, °C Относительное снижение скорости реакции при тем- пературе, С
60 | 70 | 80 | 90 &0 | 70 | 80 | 90
Неингибированная НС! * 98 % НС! + 2 % замедли- 855 248 1034 269 1230 310 1490 380 1 3,45. 1 3,85 1 4 1 3,93
теля Кислотная эмульсия** 9 16,4 24 45 95 63 51,5 33
*В опытах использовали 15%-ную НС! .
** Состав кислотной эмульсии, %; НС! — 70, дизельное топливо — 29; эмульга -
ценграции кислоты, используемой для образования эмульсии, показало,
что они увеличиваются пропорционально росту концентрации кислоты,
но этот эффект может быть уменьшен повышением содержания эмульга*
89
Рис. 6.5. Изменение скорости реакции с тем-
пературой кислотных эмульсий в сравнении
с кислотными растворами:
1 - 15%-ная НС1 без присадок; 2 - кислот-
ная эмульсия (эмульгатор А); 3 - 15%-ная
HCI + 2 % S 350; 4 - кислотная эмульсия
(эмульгатор эмулкор-101)
юра. Например, при увели-
чении содержания эмульгато-
ра с 1 до 3 % скорость реак-
ции кислотной эмульсии с по-
родой при 80 °C снижается
приблизительно в 2 раза, а
скорость коррозии — в 1,5
раза.
Многолетняя промысло-
вая практика стимулирова-
ния скважин с применением
кислотных эмульсий показа-
ла, что:
эффективность операций
тем выше, чем большие объ-
емы эмульсии закачиваются
в пласт;
трещинообразование с
кислотной эмульсией более
эффективно в открытом ство-
ле скважины, чем в обса-
женном;
на скважинах, вскрывших
продуктивный пласт с поте-
рей циркуляции (наличие
в нем больших трещин), эф-
фективность операции возрас-
тает, если предварительно бло-
кируют поглощающий интер-
вал.
для пластов с высокими температурами (100-150 °C) предпочтитель-
но применение растворов соляной кислоты с низким содержанием (10—
15 %) НС1, а с температурами 60—100 °C - с высоким (18-25 %);
вязкость кислотной эмульсии изменяется в зависимости от качества
используемых углеводородов и отношения объемов кислоты и нефте-
продукта (увеличивается при росте последнего, приобретая при отноше-
нии 90/10 вид геля);
на скважинах с интенсивной трещиноватостью целесообразна после-
довательная закачка эмульсий с различной вязкостью;
время закрытия скважин для разрушения эмульсии зависит от кон-
центрации соляной кислоты, отношения объемов кислоты и нефти, пласто-
вой температуры и содержания карбонатов в породах-коллекторах и ус-
танавливается, исходя из специфических условий обрабатываемой сква-
жины;
время закрытия скважины можно сократить с помощью закачки
агента разрушения эмульсии или заключительной промывки с деэмуль-
гирующим агентом;
кислотная эмульсия может применяться либо для кислотного раз-
90
рыва (с введением расклинивающего материала или без него), либо для
кислотной обработки матрицы (в случае нетрещиноватых известняко-
вых песчаников с высокой проницаемостью).
Помимо кислотных эмульсий, в качестве жидкостей разрыва приме-
няются и кислотные гели. Их используют для нефтяных, газовых и во-
дяных скважин, вскрывающих породы, растворимые в соляной кислоте.
Гелификация расвтора соляной кислоты осуществляется с помощью
агентов гелеобразования. Благодаря своей структуре, в которой мицеллы
сложно переплетаются, образуя скелет, гели обладают некоторой жест-
костью, проявляя псевдопластические свойства. Поскольку гель может
эмульгироваться с нефтью, в него при приготовлении можно включить
деэмульгирующие агенты, которые не влияют на качества геля. Кислот-
ные гели являются идеальными флюидами для гидроразрыва благодаря
низкой фильтруемости и небольшим потерям давления при их прокачке
по трубам, что позволяет получить высокую эффективность за счет сни-
жения гидравлической мощности.
Кроме того, гель обладает высокой способностью удерживать во
взвешенном состоянии после гидроразрыва и удалять частицы разрушен-
ной породы, способствуя очистке проточных каналов.
Если при приготовлении кислотного геля не используются углево-
дороды, то он наиболее предпочтителен в качестве жидкости разрыва
для водяных скважин.
В зависимости от характеристик пласта и стадии разработки мес-
торождения иногда для гидроразрыва вместо кислотного раствора, за-
гущенного эмульгированием или желатинизацией, применяют растворы
только с присадками антифильтрацио1шых агентов или понизителей
трения.
Контролируемая фильтрация и пониженные потери давления на
трение позволяют создавать большие дебиты закачки для развития тре-
щин и поддержания во взвешенном состоянии расклинивающего мате-
риала.
Антифильтрационный агент препятствует проникновению кислот-
ного раствора в матрицу, прилегающую к стенкам трещины, способствуя
тому, чтобы максимальное количество непрореагировавшей кислоты
достигло наибольшего расстояния от ствола скважины, повышая эффек-
тивность операции.
Для предотвращения образования эмульсий и кислотных гудронов
при контакте кислотного раствора, закачиваемого с высоким дебитом,
с нефтью продуктивного пласта кислотный раствор обрабатывается
специальными агентами.
РАСКЛИНИВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ
Известно, что для поддержания созданных трещин в раскрытом
состоянии в них вводят зернистые материалы, препятствующие закры-
тию трещин после прекращения закачки жидкости разрыва под давлени-
ем. Для создания и сохранения повышенной проницаемости при фильт-
рации пластовых флюидов после трещинообразования необходим»’, чн»-
61
бы зернистый расклинивающий материал выдерживал напряжение сжатия
трещин и был ииертеи с химической точки зрения к пластовым флюидам.
В слабых отложениях применяют, в основном, крупнозернистый
расклинивающий материал (алюминиевые шары, скорлупа грецких оре-
хов). В твердых отложениях, как, например, в кварцевых песчаниках,
рекомендуют применять мелкозернистый кварцевый песок, покрытый
эпоксидной смолой или резиной, стеклянные шары, зерна агломериро-
ванного боксита, гранулы окислов циркония.
Глубина, на которой проводят гидроразрыв, обусловливает выбор
расклинивающего материала с учетом сил сжатия, которым он будет
подвержен после окончания операции. Использование несоответствую-
щего расклинивающего материала приводит к его разрушению, вызывая
увеличение фильтрационного сопротивления почти в 10 раз.
В глубоких скважинах минимальное напряжение в кровле будет
горизонтальным, что приводит к образованию вертикальных трещин.
С глубиной минимальное горизонтальное напряжение возрастает; гра-
диент роста изменяется в зависимости от региональных геологических
условий. Данные из литературных источников показывают, что мини-
мальное горизонтальное напряжение приблизительноравио 19МПа/1000 м.
Так, на глубине 3000 м оно составляет 55 МПа, а на 4000 м — 69 МПа.
Расклинивающий материал подвергается сжимающей силе, равной
разности между минимальным горизонтальным напряжением в кровле
и давлением флюидов в трещине. При продолжительной эксплуатации
скважины пластовое давление падает, а напряжение, которое стремится
разрушить расклинивающий материал, растет.
Первым в качестве расклинивающего материала стали использовать
однородный кварцевый песок, полученный при просеивании через раз-
личные сита. Со временем было установлено, что, хотя песок и является
подходящим расклинивающим материалом, его использование имеет
ограничения: на больших глубинах он не эффективен.
Исследователи подобрали новые материалы, выдерживающие большие
напряжения без разрушения, такие как стеклянные шарики н стальная
и алюминиевая дробь. Из них в промышленных масштабах на протяже-
нии многих лет применяли стеклянные шарики. Однако было доказано,
что их сопротивление сжатию существенно снижается в присутствии
минерализованных пластовых вод. Металлические материалы (сталь,
алюминий) в связи с большой стоимостью и коррозией имеют незначи-
тельное применение.
Другие исследователи стремились получить расклинивающие матери-
алы, которые деформируются без разрушения. Так пришли к примене-
нию скорлупы грецких орехов, кварцевого песка, покрытого эпоксидной
смолой илн резиной, но и этн материалы оказались неспособными под-
держивать трещины в раскрытом состоянии на глубинах более 3500 м.
Исследования последних лет привели к получению новых раскли-
нивающих материалов с улучшенными свойствами: мелких шариков аг-
ломерированного боксита и шариков окислов циркония (рис. 6.6).
Агломерированный боксит может быть использован при больших, на-
92
пряжениях, чем стеклянные шарики,
независимо от присутствия соленом
воды, но из литературных данных
следует, что шарики окислов цир-
кония обладают еще лучшим сопро-
тивлением сжатию, чем шарики агло-
мерированного боксита.
Сравнение коэффициентов ус-
пешности, полученных при операци-
ях гидроразрыва при использовании
в качестве расклинивающего агента
кварцевого песка и агломерирован-
ного боксита, в зависимости от глу-
бины показало, что использование
кварцевого песка на глубинах более
3000 м значительно снижает эффек-
тивность операций, а на глубинах
более 3700 м эффективность во-
обще нулевая (табл. 6.4). Для неф-
тяной промышленности Румынии,
которая индустриально применяет
в качестве расклинивающего аген-
та только кварцевый песок, в связи
с развитием бурения на большие
глубины становится своевременным
использование гранул агломериро-
ванного боксита н окислов цирко-
ния.
Рис. 6.6. Влияние напряжения на Про-
ницаемость частиц агломерированно-
го боксита и песка в соленой воде
при 157 °C:
/ - боксит, диаметр частиц 0,84-
2,38 мм; 2 - боксит, диаметр частиц
0,84-1,68 мм; 3 - песок, диаметр
частиц0,42-0,84 мм
Таблица 6.4
Коэффициент успешности гидроразрыва в зависимости от используемых
агентов и глубины
Г дубина, м Число операций Число успешных операций Успешность, %
Кварцевый песок
610-1830 6 5 83
1830-2440 15 13 87
2440-3050 15 11 73
3050-3660 5 2 40
3660-4270 1 0 0
4270-4880 1 Агломерированный боксит 0 0
2440-3050 2 1 50
3050- 3660 26 20 77
3660-4270 7 6 86
4270-4880 1 1 100
93
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Clark I.B. A Hydraulic Process for increasing the Productivity of Wells. Trans.
А.1.М.Е., 1949, v. 186, p. 1-8.
2. Hubbert M.K. and Willis D.G. Mechanics of Hydraulic Fracturing. Trans. A.1M.E.,
1957, v. 210, p. 153-166-
3. Hendrickson A.R. et al. Soap. OU Systems for Formation Fracturing. In: Petr.
Engineer,1957, may.
4. Dowell Schlumberger. Les propietes de fluides de fracturation.
5. Howard G.C. Evaluation of the Hydrofrac Process P.A.P.C. Tulsa, Oklahoma,
1965.
6. Clarck P.E. Evaluation fluid rheology - A new approach. S.P.E.J. - 8300.
7. Cristian M., Craclin D.C., Socol S., Athanasiadis A., Ionita Ai.C. Stimularea son-
dclor cu emulsii acide. In: Mine, Petrol §i Gaze voL 25, nr. 12, 1974.
8. Cooke C.E., Gridley I.L. High strcnght proppant extends deep Well fracturing
capabilities. Tenth World Petr, Congress P.D.7, Bucuresti, 1979.
9. *** US patent, nr. 4.068.718/17 ian, 1979.
10. Sarda I.P. SPEJ of A1ME Preprint Paper 7572/1978.
7. СОСТАВЫ ДЛЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК И УЛУЧШЕНИЯ
МЕЖФАЗНЫХ НАТЯЖЕНИЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА
Обработка для увеличения продуктивности или приемистости осу-
ществляется в условиях, значительно отличающихся от месторождения
к месторождению и даже от скважины к скважине как с точки зрения
свойств продуктивного пласта и состояния скважин (свойства пород,
содержание нефти, газа или воды и их состав, стадия разработки место-
рождения^ давление, температура, вид скважии: эксплуатационные нефтя-
ные или газовые, нагнетательные водяные или газовые и г.д.), так и с
точки зрения вида существующей блокировки или необходимости по-
вышения начальной проницаемости пласта в призабойной зоне сква-
жины.
Сильно изменяющиеся условия нефтяных и газовых месторождений
определили разработку и применение большого числа составов различ-
ного назначения, которые используются в зависимости от особенностей
каждой скважины, подлежащей обработке.
Рассмотрим основные составы, используемые в мировой практике
и в Румынии для обработки скважин.
ОБЫЧНЫЙ СОЛЯНОКИСЛОТНЫЙ РАСТВОР
Еще с конца прошлого столетня проводились химические обработки
пласта в призабойной зоне скважин с использованием раствора соляной
кислоты. В дальнейшем перешли к повсеместному промышленному
применению этого способа, используя 8—15%-ные водные растворы
соляной кислоты с добавлением ингибитора для снижения коррозии
металлического оборудования и труб скважины. Три компонента (НО ,
вода и ингибитор коррозии) составляют так называемый обычный кис-
лотный состав для обработки скважин {1—6].
94
Согласно химическим уравнениям, представленным н /л. 3, «шпнии
кислота взаимодействует с известняками (вступая в реакцию с кар*
бонатом кальция) и доломитами (реагируя с карбонатами кальция и
магния). Образующиеся продукты реакции могут быть удалены иэ плана
одновременно с раствором прореагировавшей кислоты, так как хлориды
кальция и магния растворимы в воде, а двуокись углерода - газ.
Когда скважины вскрывают пласты, представленные песками или
песчаниками с глинистыми прослоями или без них, соляная кислота
может растворяюще действовать на известковый цемент и другие ком-
поненты, такие как окислы железа и алюминия, содержащиеся в породе.
При обработке раствором соляной кислоты важно иметь в виду,
что продолжительность реакции НО с известняками составляет 10-
50 мин, а если известняки содержат 10—20 % сульфата кальция - воз-
растает до 70-90 мин [1,2,3].
При выборе концентрации обычного кислотного раствора принимает-
ся во внимание, что небольшая концентрация НО предполагает закачку
большого объема раствора для растворения заданного количества поро-
ды и требуют затем извлечения из скважины больших количеств жид-
кости для вывода отработавшего раствора. С другой стороны, приме-
нение высококонцентрированного кислотного раствора приводит к
большому содержанию хлорида кальция и магния, что повышает плот-
ность и вязкость отработавшего раствора и создает трудности при его
извлечении из продуктивного пласта.
С учетом сказанного содержание кислоты в растворе применяют
равным 12-J5 Они не эффективны, когда содержание карбоната
в породе превышает 30—50 %, ио могут применяться с положительными
результатами при их содержании до 15-30 % и даже меньше (более 5 %).
Обычные кислотные растворы (с содержанием кислоты меньше
8—11 %) применяются, когда продуктивный пласт представлен сдабо-
сцемеитированными песками с известковистым материалом, поскольку
использование более концентрированных кислотных растворов может
привести к интенсификации выноса песка. Кроме того, кислотные раст-
воры с низкой концентрацией применяются, когда необходимо резко
понизить скорости коррозии или когда встречаются трудности антикор-
розионного ингибирования (отсутствие подходящего ингибитора, высо-
кие температуры на забое скважины). Иногда обычным раствором НО
или уксусной кислоты с низкой концентрацией заполняется эксплуата-
ционная колонна в интервале продуктивного пласта во время перфорации
скважины для того, чтобы кислотный раствор проник в только что соз-
данные перфорационные отверстия, предотвратив их блокировку жид-
костью, и обеспечил хорошую сообщаемое™ продуктивного пласта со
скважиной.
Качество используемой технической соляной кислоты должно соот-
ветствовать нормативным характеристикам, особенно в отношении со-
держания примесей. Когда применяют НС1, полученную как вторичный
продукт на установках по производству органических веществ, рабочий
раствор предварительно проверяют в лаборатории на кернах, поскольку
95
в порах породы могут находиться отложения органических веществ,
вызывающие заметное уменьшение проницаемости.
СТАБИЛИЗИРОВАННЫЕ КИСЛОТНЫЕ СОСТАВЫ
При обработке пласта в призабойной зоне скважин кислотный раст-
вор реагирует с различными твердыми компонентами (карбонаты каль-
ция и магиия, окислы железа, силикаты алюминия и др.), образуя раст-
воримые хлориды. Последние остаются в растворенном состоянии до
истощения кислоты, пока рабочий раствор имеет низкий pH (меиее 2).
Обычный раствор. НО истощается относительно быстро (около 30 мии)
и pH возрастает, стремясь к 6. Одновременно с нейтрализацией кислот-
ного раствора часть образовавшихся хлоридов остается в растворенном
состоянии, а другая образует соединения, такие как гидроокись железа
Fe(OH)3 и алюминия А1 (ОН)3, которые осаждаются, давая вторичные
отложения. Эти вторичные осадки имеют вид гелей и могут значительно
уменьшать проточные каналы в продуктивном пласте, заметно снижая
проницаемость обрабатываемой зоны. По этой причине после кислотной
обработки вместо увеличения притока жидкости иногда происходит
ее блокирование [6,7,8,9].
Как правило, после истощения кислотного раствора железо, пере-
шедшее в раствор с металлического оборудования и присутствующее
в породах продуктивного пласта, образует в пласте значительные осад-
ки. Наиболее опасными являются ионы Fe3*, которые начинают осаж-
даться, когда рН-2 — 4. Ионы Fe2* осаждаются только тогда, когда рН-
6—9. Таким образом, оценено, что если кислотный раствор закачивается
по колонне НКТ длиной 1700 м, то из накипи окислов железа, снятой с
металлической поверхности, может образоваться в пласте (после исто-
щения кислоты) 40—50 кг осадка. Если порода также содержит железо,
то количество осадка будет намного больше. Так, если порода содержит
1 % железа, то прн толщине пласта 10 м в радиусе 1 м (следовательно,
в объеме породы 31,4 м3) появится около 900 кг Fe(OH)3> которая
осаждается после истощения кислоты. Осадок появляется преимущест-
венно иа фронте нагнетания кислотного раствора в пласт, где кислота
истощается быстрее, образуя, таким образом, круговую зону осаждеиия
[10].
Чтобы избежать вторичного выпадения осадков в пласте, в кислот-
ный раствор вводится стабилизатор. Для этого могут применяться орга-
нические кислоты: уксусная, лимонная, молочная или глюконовая.
С хорошими результатами могут использоваться Версен (этилен-
диаминтетрауксусная’кислота — ЭДТК) или нитрилтрехуксусная кислота
(НТК) [9, 11].
В табл. 7.1 приведены количества различных стабилизаторов для
предотвращения выпадения в осадок железа после истощения 15%-ного
раствора НС1, когда концентрация ионов трехвалеитиого железа состав-
ляет 5 г/л (11J-
Фнрма ’’Довели” рекомендует так называемую стабилизированную
96
Таблица 7.1
Характеристика стабилизаторов раствора
Стабилизатор раст- вора Положительные свойства Ограничения для применения Рекомендуемое количество аген- та на 1 м3 15 %- ного раствора НС1 , кг
Уксусная кислота Не образует осад- ков с кальцием Эффективна толь- ко до 70 °C 50
Лимонная кислота Эффективна при относительно вы- соких температу- рах (около 90 °C) При избытке может осаждаться в виде цитрата кальция 20
Смесь лимонной и уксусной кислот Очень эффективна при умеренных тем- пературах Может осаждаться цитрат кальция. Эффективность па- дает, когда темпера- тура превышает 60 °C 6 (лимонная кислота), 11 (уксусная кислота)
Молочная кислота Возможность осаж- дения молочнокаль- циевой соли незначи- тельна даже при из- бытке молочной кислоты Малоэффективна при температуре около 40 °C 23
Глюконовая кисло- та Возможность осажде- ния глюконата каль- ция незначительна Эффективна только до 65 °C. Имеет относительно высокую стоимость 42
Тетранатриевая соль этклекдкамин- тетрауксусной кис- лоты (ЭДТК) Не осаждаются соли кальция даже при из- бытке ЭДТК. Эффек- тивна при относи- тельно высоких тем- пературах (около 90 °C) Самая дорогая из всех комппексиру- ющих агентов 36
Тринатриевая соль нитонлтрехуксус- иоя кислоты Не осаждаются соли кальция даже при от- носительном избытке. Эффективна при вы- соких температурах (около 90 °C) Более дешевая, чем ЭДТК, но намного дороже лимонной кислоты 30
кислоту, составленную из соляной кислоты, воды, ингибитора корро-
зии и комплексирующей присадки, препятствующей образованию и
осаждению железистых соединений, когда кислота истощается за счет
реакции с породой и pH > 2 [4]. Эти соединения не осаждаются ни при
больших паузах для реакции, ни даже когда прореагировавший кислот-
ный раствор не извлечен, а продавлен в пласт в случае нагнетательных
7*271
97
скважин. В качестве комплексирующих агентов ’’Довелл” рекомендует
продукты, называемые L , Ц4 и Ц. Первые две из этих присадок могут
быть использованы при температуре до ~ 90 °C, представляют собой
белый порошок и прибавляются в количествах 0,2—0,5 % от объема.
Продукт L - это сиропообразная жидкость желтого цвета, может быть
использована при температурах до 50 °C и прибавляется в количествах
1—2 % от объема.
Фирма ’’ХалЛибурток” рекомендует с этой целью стабилизированный
состав, называемый железо-кислота, который содержит синергическую
смесь комплексирующих агентов и поддерживает относительно низкий
pH. Эта смесь обладает повышенной эффективностью, препятствуя от-
ложению не только железистых, но и других соединений, которые могли
бы осаждаться одновременно с истощением кислотного раствора, а также
при наличии в продуктивном пласте глины препятствует ее набуханию.
При повышенном содержании железа в пласте или присутствии сернистых
соединений рекомендуют использовать растворы железо-кислоты с высо-
ким содержанием (около 20 %) НС1 и двойным содержанием комллек-
сируюших агентов.
Раствор железо-кислота применяется преимущественно для обра-
ботки нагнетательных скважин, но является эффективным и для стиму-
лирования производительности нефтяных или газовых скважин. В зави-
симости от специфических условий каждого месторождения и, соответ-
ственно, каждой скважины могут применяться различные комплексные
кислотные растворы, полученные путем прибавления к железо-кислоте
соответствующих присадок (поверхностно-активных веществ, деэмуль-
гаторов, регуляторов и т.д.).
Другим вариантом борьбы с вторичными отложениями является
использование органической кислоты вместо соляной, рекомендуют
с этой целью многофункциональную кислоту, называемую MSA. Это
водный раствор уксусной кислоты, в который может прибавляться по-
верхностно-активное вещество для предотвращения эмульгирования,
органический ингибитор для борьбы с коррозией, а в скважины, содер-
жащие H2S, присадка SCA-I30 во избежание трещинной коррозии. Кис-
лотный раствор типа MSA может быть применен и для устранения бло-
кировок пластовой водой или эмульсией и др.
СОСТАВ ДЛЯ СТИМУЛИРОВАНИЯ СКВАЖИН,
ВКЛЮЧАЮЩИЙ ПЛАВИКОВУЮ КИСЛОТУ
При обработке скважин, вскрывающих пласты, представленные
силикатными породами с низким содержанием карбонатов (менее 15 %),
применяются растворы, составленные из смесей соляной и плавиковой
кислот [1, 6, 8, 11, 12, 13, 14, 15]. Обычно песчаники содержат SO-
85 % двуокиси кремния (см. гл. 3) и образуют при взаимодействии
с HF четырехфтористый кремний (SiF4) и воду. Четырехфтористый
кремний - это газ, растворимый в воде, который легко удаляется при
освоении и пуске скважины в эксплуатацию.
98
Скорость реакции плавиковой кислоты с двуокисью кремния воз-
растает с температурой. Так. она приблизительно удваивается при по-
вышении температуры от 25 до 50 °C и от 50 до 80 °C.
Пластовое давление, обычно замедляющее химические реакции,
в этом случае наоборот, способствует ее росту приблизительно на 20 %
за счет сохранения в растворе газообразного четырехфтористого крем-
ния.
Концентрация плавиковой кислоты прямо пропорционально влияет
на скорость реакции и на продолжительность истощения кислотного
раствора. Так, лабораторные исследования, проведенные на керне пес-
чаника месторождения Беря, имеющего в своем составе (%) кварц
(85,3), полевой шпаг (5), доломит (4) и глину (5,7), показали, что
8%-ный раствор HF каждые 90 мин контакта с породой вдвое понижал
содержание кислоты, так что через 270 мин оно составило 1 % [14] .
Для оценки времени истощения кислотного раствора необходимо
проводить лабораторные исследования на кернах, отобранных из каждо-
го продуктивного пласта, подлежащего обработке. Из пород, слагающих
песчаники, наибольшая скорость реакции HF с карбонатами, умеренные
скорости (но еще относительно высокие) — с глиной и низкие - с квар-
цем (песчаником или песком). Этот факт обусловил:
применение еще с 1935 г. смеси НС1 и HF, называемой глинокис-
лотной, при освоении скважин, заблокированных глинистым раствором,
благодаря благоприятной реакции плавиковой кислоты с глиной |11,
14,16,17);
предварительную закачку соответствующего раствора перед смесью
кислот для уменьшения расхода HF иа растворение карбоната кальция,
с которым HF реагирует предпочтительно;
временное снижение проницаемости пласта на первом этапе обработ-
ки вследствие закупорки некоторых микроканалов глинистыми части-
цами, оторванными от матрицы пласта, взаимодействующей с HF, и не-
обходимость применения соответствующей технологии для восстановле-
ния и увеличения проницаемости до окончания обработки.
На этапе преднагнетания применяют обычно 10-15%-ный раствор со-
ляной кислоты для растворения небольших количеств карбонатов каль-
ция и магния, содержащихся в песчаниках. Таким образом, более доро-
гостоящая и дефицитная плавиковая кислота используется более эф-
фективно. Благодаря этому предотвращается образование твердого фто-
рида кальция CaF2> являющегося продуктом реакции плавиковой кис-
лоты с карбонатом кальция. Лабораторные эксперименты показали,
что при прохождении плавиковой кислоты через песчаниковые керны,
содержащие карбонат кальция, проницаемость улучшалась. Это объяс-
няется тем, что образовавшийся твердый фторид кальция занимает мень-
ший объем, чем растворенная порода (а именно: кальций, глина, кварц
и т.д.), и, кроме того, в виде очень тонких частиц увлекается и выносится
потоком жидкости. Все же рекомендуют применять упомянутый этап
преднагнетания как из приведенных соображений, так и особенно для
предотвращения контакта раствора плавиковой кислоты с соленой пласто-
99
вой водой, что может привести к образованию фторосиликатов кальция,
натрия, калия, которые снижают эффект обработки.
Фторосиликат кальция CaSiF4 частично растворим в воде
(10,6 г/100 мл воды) и обладает повышенной растворимостью в кис-
лоте. Следовательно, CaSiF^ мало влияет на эффективность обработки,
тем более что при обработке силикатных пород HF используется в смеси
с НС1. В то время как HF реагирует с двуокисью кремния, НС1 в боль-
шей части остается неизрасходованной, поддерживая низкий pH и спо-
собствуя, таким образом, удержанию в растворе большинства продуктов
реакции (включая фторосиликат кальция), которые могут быть в таком
виде выведены из продуктивного пласта при освоении и пуске скважины
в эксплуатацию.
В результате реакции плавиковой кислоты с пластовыми водами,
содержащими соли натрия и калия, образуются нерастворимые соли:
гексафторосиликат натрия Na SiF^ и калия K2SiF6 в виде осадков
с гелеобразной структурой. Зги гелеобразные 2осадки закупоривают
микроканалы, составляющие поровое пространство породы, и могут
не только снизить эффект обработки, ио и даже заблокировать обраба-
тываемую зону пласта. Так, в три песчаниковых керна закачали раствор
HF, приготовленный с соленой водой (3 % NaCl), и оставили на ночь.
Начальная проницаемость кернов была 0,13 мкм2. Утром установили,
что два керна были полностью заблокированы, а проницаемость третьего
была намного снижена [14] . Этот отрицательный эффект проявляется
тогда, когда раствор HF приготавливается с солеиой водой или вытес-
няется соленой пластовой водой. Поэтому приготавливать его можно
только с обыкновенной пресной водой. Для предотвращения контакта
пластовой воды со смесью НС! и HF ее закачивают в пласт между дру-
гими двумя растворами различного состава, а именно, между раствором
преднагнетания (упомянутый ранее) и продавочным.
Лабораторные и промысловые эксперименты, проведенные с раст-
вором, содержащим 4—8 % HF, показали, что в песчаниках, содержащих
глины, вначале временно снижается (до 20—60 %), затем постепенно
восстанавливается проницаемость после прокачки значительных объемов
раствора HF (от 2 до 10 объемов пор); в дальнейшем проницаемость
матрицы возрастает. Это явление объясняется тем, что при первом кон-
такте частиц глины с раствором HF они отрываются от матрицы пласта
и кислота, не успевая растворить их, проталкивает частицы в микроканалы
пласта, закупоривая последние. В дальнейшем HF растворяет частицы
глины и проницаемость восстанавливается, а затем и возрастает.
Установлено, что при высоких содержаниях HF (6—8 %) временное
снижение проницаемости носит резко выраженный характер, а при низ-
ких (2-4 %) проявляется слабее. В то же время обработка матрицы
смесью НС! и HF (а не раствором HF), как и стимулирования в три
последовательных этапа без паузы между ними (путем закачки на I
этапе раствора преднагнетания, на II этапе — смеси НС! с HF и на III -
продавочного раствора) создают условия для постепенного незначитель-
ного снижения проницаемости.
100
Другим параметром, обусловливающим это явление, оказался дебит
закачки, а именно: при больших дебитах наблюдается сильное временное
снижение проницаемости, поскольку тенденция к отрыву и увеличению
глинистых частиц растет, а время иа их растворение кислотой сокращает-
ся. Поэтому раствор необходимо закачивать в пласт для кислотной об-
работки матрицы как можно с меньшими дебитами, а следовательно,
с минимальными депрессиями и соответственно минимально необходи-
мым давлением нагнетания. Такое ограничение давления нагнетания
кислотного раствора обусловлено также необходимостью не превысить
давления трещинообразования. Анализ результатог1 многочисленных
кислотных обработок песчаников показал, что почти на всех скважинах,
где была получена хорошая эффективность обработки, давление нагне-
тания кислотного раствора было меньше, чем давление разрыва, а когда
происходило трещинообразование, эффективность была незначительной
[15].
Для предотвращения временного снижения проницаемости необхо-
димо не допускать остановки во время закачки кислоты в пласт и соблю-
дать минимальную паузу на реагирование кислоты. С этой же целью
применяют относительно большие объемы кислотного раствора, а именно
1500-2500 л иа 1 м перфорации пласта, а в некоторых случаях до 5000 л.
Небольшие объемы кислотного раствора используют при обработке
слабо сцементированного песка и когда существует опасность его выноса.
Для обработки песчаников (хорошо сцементированных) используются
большие объемы кислотного раствора, особенно когда существует силь-
ная блокировка буровым раствором или koi да пласт содержит много
глин.
Учитывая сказанное, кислотную обработку песчаниковой матрицы
продуктивного пласта осуществляют, как правило, в следующие три
этапа.
На этапе I (преднагнетание) закачивают в пласт на 1 м перфорации
0,5 —1,0 мэ обычного раствора с содержанием 5-15 % НО совместно с
другими компонентами, применяемыми в зависимости от специфических
условий месторождения (ингибитор коррозии, комплексирующий агент,
поверхностно-активный агент и т.д.). Его роль заключается в растворении
известковистых включений и предотвращении их последующего соеди-
нения с HF, а также в вытеснении пластовой воды, чтобы она не вступила
в контакт с HF и не образовала нерастворимые и гелеобразные соедине-
ния.
На этапе II (обработка матрицы) в пласт закачивают без паузы
1,5—2,5 м3, а в некоторых случаях до 5 м3 смеси соляной и плавиковой
кислот на 1 м перфорации. Обычно содержание HCI - 12 %; HF - 3 %.
В течение этих двух этапов происходит реакция HF с глинами, песком, бу-
ровым раствором и фильтратом цемента, улучшающая проницаемость
пласта в призабойной зоне скважины. Соляная кислота из этой смеси
реагирует лишь частично и служит для сохранения кислотности раствора
(низкий pH) и, соответственно, препятствует отложению в порах пласта
продуктов реакции плавиковой кислоты.
101
Помимо вышеприведенных концентраций (которые встречаются
наиболее часто) может применяться широкая гамма концентраций сме-
си НС1 cHF:
обычная кислота с содержанием 1—4 % HF и 10—14 % НС1 ;
высококонцентрированная глинокислота, составленная из 5—8%-
ной HF и 10-12%-иой НС1 ;
ультраконцентрированная глинокислота, состоящая из 10—20%-иой
HF и 12—25%-иой НС1.
На этапе Ш (продавка) закачивают в пласт без паузы после раствора
этапа И 15%-ный раствор НС1 в том же объеме. Этот раствор может
быть продавлен в пласт пресной или даже пластовой водой. В раствор
на этапе добавляют присадки для борьбы с коррозией, восстановления
смачиваемости пород водой, препятствия образованию эмульсии и для
облегчения удаления из продуктивного пласта прореагировавшего кис-
лотного раствора вместе с продуктами реакции. Практика показала,
что можно повысить эффективность операции, если к раствору на эта-
пе HI прибавить гликолевый эфир, который обладает качествами анти-
адсорбента, как, например, этилеигликольмонобутил (И].
Упомянутый кислотный раствор может быть применен на этом этапе
обработки для любой категории скважин. С той же целью на нефтяных
скважинах может быть применен жидкий углеводород, дизельное топли-
во, очищенная нефть из скважины, а на газовых — газообразный прода-
вочный агент: азот или натуральный газ. В последних двух случаях аген-
ты для удаления из пласта истощенного раствора прибавляют в смесь
кислот этапа II.
В последнее время, в условиях высоких пластовых температур или
осложнений, вызванных отложениями вторичных продуктов, применя-
ют смесь HF с органическими кислотами, как, например смесь 3%-иой
HF с 9%-ной муравьиной кислотой; смесь 3%-иой HF с 10%-ной уксусной
кислотой.
ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЙ КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ
Высокое межфазное натяжение жидкостей в призабойной зоне пласта
затрудняет их извлечение из капиллярных каналов пористой среды,
снижая рабочие дебиты. Наличие в порах газообразной фазы делает зто
явление более резко выраженным. Для снижения поверхностного и меж-
фазного натяжений при обработке скважин рекомендуется применять
поверхностно-активные кислотные растворы, которые содержат 0,1-
1 %, иногда даже 2—3 % поверхностно-активного вещества.
Поверхностное натяжение воды составляет 73,9 Н/см, а раствора
15%-ного Н1 - 72,9 Н/см. Последнее может быть снижено до 26-33 Н/см
прибавлением поверхностно-активного агента, в частности, продуктов
F-18, F-40 и F-54, выпускаемых фирмой ’’Довелл”, или Реп-5А фирмы
’’Халлибуртон”. Дальнейшее снижение поверхностного натяжения 15%-
ного раствора Н1 до 17—20 Н/см можно достигнуть добавлением 0,1 —
0,2 % агента Суперфло фирмы ’’Халлибуртон” или смеси неионогенных
и анионогенных ПАВ F-75 фирмы ’’Довелл”.
102
В Румынии для снижения межфазного натяжения кислотою |шсь
вора используется поверхностно-активное вещество S -2350 или нонил-
фенол-16 (NF-16). 2
Поверхностно-активный кислотный раствор повышает эффектив-
ность кислотной обработки, так как дает возможность кислоте более
полно проникать в пустоты пористой среды и в тонкие каналы продук-
тивного пласта, удаляя нефть с поверхности породы и обеспечивая хо-
роший контакт между кислотой и породой- Такой вид обработки изменя-
ет также смачиваемость пород-коллекторов, предотвращает образование
или разрушение эмульсии кислота — нефть, благоприятствует удалению
из призабойной зоны отработанного кислотного раствора и продуктов
реакции, включая твердые взвеси, предупреждает образование твердых
компонентов или увеличение вязкости (кислотные гудроны и др.) при
контакте кислоты с нефтью.
Вышеупомянутые явления могут проявляться в призабойной зоне
пласта и сильно влиять на дебит скважины.
ИЗМЕНЕНИЕ СМАЧИВАЕМОСТИ ПОРОД
Этот фактор может сильно влиять на приток флюида к скважине,
что следует из анализа графиков зависимости относительных проницае-
мостей от насыщенности смачивающей фазы пористой среды (рис. 7.1).
Когда смачивающей фазой является вода (частый случай в нефтяных
месторождениях), то при насыщенности водой 40 % от объема пор от-
носительная проницаемость для несмачивающсй фазы (нефть) состав-
ляет 60 %, а для смачивающей фазы (вода) - около 2 %.
Адсорбция некоторых компонентов раствора для обработки плас-
та (таких как ингибиторы коррозии и др.) делает поверхность пород
гидрофобной. В этом случае смачивающей фазой становится нефть, а вы-
шеприведенные значения меняются местами. Следовательно, даже час-
тичное изменение смачиваемости пород в призабойной зоне пласта мо-
жет ухудшать или улучшать условия фильтрации флюидов и, соответст-
венно, дебиты скважин.
ОБРАЗОВАНИЕ ЭМУЛЬСИИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
И ОТРАБОТАННОГО КИСЛОТНОГО РАСТВОРА
Этот процесс может оказывать значительное влияние на стимулиро-
вание, уменьшая дебит скважины. Часто эмульсия стабилизирована тон-
кими частицами породы, частично смоченные водой и частично нефтью.
Такое смачивание может происходить даже при контакте с некоторыми
компонентами из комплексного рабочего раствора. Эффект стабилизации
эмульсии, которым обладают такие твердые частицы, очень мощный,
особенно когда их диаметр менее 2 мкм и они расположены на поверх-
ности раздела между нефтью и водой. Образовавшаяся эмульсия обладает
высокой вязкостью и ухудшает фильтрацию в пористой среде. Для пре-
дотвращения формирования эмульсий в кислотный раствор прибавляют
103
Рис. 7.1. Кривые относительной прони-
цаемостм в зависимости от насыщен-
ности.
1 - не смачивающая жидкость; 2 -
смачивающая жидкость
поверхиостио-активный агент.
Это могут быть агенты катион*
иого типа: органические амины
или четвертичные соли аминов,
или иеионогенного: алкилфенол-
полиоксиэтилаты.
ОТНОСИТЕЛЬНО ВЫСОКИЕ
МЕЖФАЗНЫЕ НАТЯЖЕНИЯ
Высокие межфазиые натяже-
ния создают условия для лока-
лизации флюидов в поровых ка-
налах продуктивного пласта. Для
борьбы с этим явлением приме-
няются рабочие растворы с низ-
кими межфазными натяжениями.
Они получаются добавлением к
кислотному раствору 0,1-0,5 %
поверхностно-активного агента
анионного типа (алкиларилсульфоиат) или иеиоиогенного (алкилфенол-
этоксилат). Раствор достаточно эффективен в лабораторных опытах,
но в промысловых условиях упомянутые поверхностно-активные агеиты
адсорбируются на породе и ощутимый эффект получается только вблизи
скважины.
БЛОКИРОВАНИЕ СКВАЖИН ВО ВРЕМЯ БУРЕНИЯ
Этот процесс затрудняет их освоение и пуск в эксплуатацию. Часто
для ликвидации начальной блокировки скважину при опробовании об-
рабатывают кислотным раствором, содержащим 0,5—3 % поверхностно-
активного агента; С этой целью может применяться смесь поверхностно-
активного вещества (алкилсульфоиат) с другими неионогенными (спирт
полиоксиэтилат).
ОБРАЗОВАНИЕ ГУДРОНОВ
При контакте кислоты с нефтями асфальтенового типа могут об-
разоваться гудроиы, закупоривающие проточные каналы продуктивного
пласта и сводящие иа нет эффект операции по стимулированию произ-
водительности скважины. Это явление может быть предотвращено при-
бавлением в рабочий раствор таких поверхностно-активных агентов,
как алкилфенолы, этооксилироваииые жирные кислоты и др. Однако
их действия ие универсальны, что обусловливает необходимость вы-
бора иа основе лабораторных исследований наиболее эффективного
поверхностно-активного агента для каждой нефти и используемого ком-
плексного кислотного раствора.
104
Как правило, поверхностно-активные кислотные растворы, приме-
няемые в таких ситуациях, многофункциональны, тем не менее принято
давать им названия, которые выражают главную функцию каждого из
них, например: кислотный раствор смачивающий, иеэмульгирующий,
проникающий, очищающий, антигудронный и т.д. [4, 5,11].
Ниже приводятся примеры различных поверхностно-активных кис-
лотных растворов.
Смачивающий кислотный раствор
Раствор, составленный из смеси HF и НС1 в различных концентра-
циях, ингибитора коррозии и поверхностно-активного агента, в частности,
TRI-S фирмы ’’Халлибуртои” в количестве 0,1—1 %, сохраняет гидро-
фильность пород продуктивного пласта. Применяемое поверхностно-
активное вещество растворимо в воде и обладает минимальной адсорб-
цией на песчаниках и других силикатных породах. Помимо гидрофили-
зации поверхностей матрицы пласта, прибавление к кислотному раствору
ПАВы вида TRI-S понижают поверхностное натяжение рабочего раствора
до 28—30 нМ/м, а межфазное (с керосином) до ~ 0,6 мН/м. Следователь-
но, такой смачивающий кислотный раствор предотвращает образование
эмульсий в пласте и способствует удалению из пористой среды отрабо-
тавшего кислотного раствора вместе с продуктами реакции.
Антиэмульгирующий кислотный раствор
Он должен применяться в тех случаях, когда отработавшая кислота
с нефтью могут образовать эмульсию в пласте, что предварительно оп-
ределяют в лабораторных условиях, используя данный состав отработан-
ного кислотного раствора и нефти, а возможно, и пластовой воды. На
керновом материале проверяют реакцию кислоты с породой пласта для
определения возможности удаления образовавшихся тонких твердых
частиц. Проверяют также устойчивость эмульсии при пластовой темпе-
ратуре, поскольку иногда эмульсия образуется в скважинном насосе
или в насосно-компрессорных трубах, а при пластовых температурах
она разрушается.
Кислотные растворы для обработки скважин выпускаются специ-
ализированными фирмами под различными названиями.
В Румынии иеэмульгирующий кислотный раствор получают прибав-
лением поверхностно-активного агента S^-350 или деэмульгатора Е-96
в количествах 0,1 —1 %.
Проникающий кислотный раствор
Этот раствор, называемый иногда кислотным раствором с низким
поверхностным натяжением, предназначен для проникновения в тонкие
поры и, соответственно, в микроканалы продуктивного пласта, откуда
удаляется нефть и создаются условия для реакции кислоты с матрицей
105
пласта. Одновременно этот тип кислотного раствора благодаря низкому
межфазному натяжению намного уменьшает капиллярные давления
в порах пласта, устраняя эффект Жамена (который возникает, когда в
капиллярных каналах чередуются капли жидкости с пузырьками газа)
и приводя, таким образом, к небольшим давлениям, необходимым для
продавки рабочего раствора в продуктивный пласт, и более легкому
и полному удалению отработавшего раствора (соответственно, про-
дуктов реакции) из месторождеиия.
Существуют различные варианты проникающих кислотных раст-
воров (с низким межфазным натяжением): ”Пен-эсид” (’’Халлибур-
тои”), LTA (’’Вестерн Комп.”), XF (’’Довелл”) и др.
Состав ”Пеи-эсид” для обработки основан на применении соляно-
кислотного раствора, к которому прибавляется органический инги-
битор коррозии и поверхностно-активный ”Пен-5А”, понижающий поверх-
ностное натяжение раствора с 72,9 Н/см (для 15%-ного раствора НС1)
до 26,6 Н/см. Продукт ”Пеи-5А” сохраняет свою активность и после
того, как отработанный кислотный раствор разбавляется соленой плас-
товой водой.
Так, когда отработанный раствор ”Пен-зсид” разбавляется соленой
пластовой водой в отношении 1:2 и 1:20, поверхностное натяжение воз-
растает соответственно до 27,5 и 30,3 Н/см.
В Румынии аналогичные результаты получаются за счет прибавления
к кислотным растворам продукта S2 -350.
Известно, что низкое давление паров способствует эффективному
удалению из пласта продуктов реакции после кислотной обработки, по-
этому иа газовых скважинах перед кислотным раствором часто закачи-
вают экран из метилового спирта. Эффективность спирта возрастает
с прибавлением (так же, как и в кислотный раствор) поверхностно-
активного агента типа продукта ”Пеи-5А”. Этот продукт полностью
растворим в воде и в кислотном растворе любой концентрации, биоло-
гически не активен.
Для того, чтобы кислотный раствор легче проникал (при несколько
повышенных давлениях нагнетания) в пласты с низкой проницаемостью,
фирма ’’Довелл” рекомендует применять поверхностно-активные агенты
из серии F-18-F-54, небольшие количества которых (0,001—0,01 %)
обеспечивают снижение поверхностных натяжений растворов до (28,2—
35,3) Н/см. Такие кислотные растворы с успехом применяются при об-
работке пластов, представленных известняками или песчаниками. Наря-
ду с обеспечением более легкого проникновения в пласт такие кислот-
ные растворы создают благоприятные условия для полного удаления
отработанного кислотного раствора из пласта и предотвращают блоки-
рование скважины водой -
При низкой проницаемости пласта, когда скважины блокируются,
ие восстанавливая уровень жидкости при поршневании, после закачки
кислотного раствора, необходимо применять специальные поверхностно-
активные агенты типа продукта ’’Суперфло” (’’Халлибуртон”) или F-
75N (’’Довелл”).
106
При добавлении в кислотный раствор 0,01 % агента ’’Суперфло”
поверхностное натяжение раствора падает до 20 Н/см, а при содержа-
нии 0,1 % ’’Суперфло” — до 17 Н/см. Такие низкие поверхностные на-
тяжения значительно способствуют проникновению в пласт рабочих
растворов и обеспечивают хорошее извлечение отработавшего раствора,
а также высокую эффективность операции стимулирования скважины.
При низких поверхностных натяжениях пузырьки газа легче деформиру-
ются и проходят через микроканалы в пласте, не блокируя его. Поэтому
при стимулировании газовых скважин отдается предпочтение рабочим
растворам с поверхностными натяжениями ниже 20 Н/см.
Смесь F-75 поверхностио-активных неионогенных и анионных
агентов, прибавленная в пропорции 0,2—0,4 У к 15%-ному кислотному
раствору, уменьшает его межфазное натяжение примерно до 17 Н/см,
одновременно сохраняя (или восстанавливая) смачиваемость пород
пласта водой.
Сколько бы раз ни проектировалась обработка, на новом месторож-
дении необходимо проверять совместимость различных компонентов
предложенного комплексного рабочего раствора, а также и совместимость
их с пластовыми флюидами данного месторождения. Без такой проверки
эффективность обработки может быть намного снижена. Так, например,
эффект поверхностно-активного агента F-75 может быть нейтрализован
другими агентами типа F или ингибиторами Л-130 и А-160.
Кислотный раствор для очистки от бурового
раствора и глины
Он диспергирует буровой раствор, размягчает глинистую корку и
удерживает во взвешенном состоянии тонкие твердые частицы. Такой
С'.ктав включает в себя раствор 5-10%-иой соляной кислоты, ингибитор
коррозии и 0,5-5 % соответствующего поверхностно-активного агента.
Не содержит плавиковую кислоту, поэтому в борьбе с блокировками
бурового раствора неэффективен. Применяется для удаления бурового
раствора из скважины и перфорационных отверстий или в качестве проб-
ки перед закачкой растворов для кислотной обработки или гидроразры-
ва. Предпочтителен в тех случаях, когда плавиковая кислота дает с со-
леной пластовой водой или с породой гели или твердые фториды, ухуд-
шающие фильтрацию. Способствует улучшению приемистости, снижая
давление для закачки рабочих растворов. Иногда закачивается перед
цементным раствором для удаления грязи и способствует улучшению
качества цементирования скважины.
Если содержание карбонатов в породе не выше 10 %, для очистки
от глины достаточно, чтобы содержание соляной кислоты в растворе
было около 7 %. Когда содержание карбонатов превышает 10 %, применя-
ется соляная кислота с более высокой концентрацией.'
В мировой практике для очистки от глины и бурового раствора
применяются многочисленные варианты кислотных растворов, известные
под различными названиями, как MCA (гряэеочищающий агент - Хал-
107
либуртон); НУ-очиститель (НС-2 суспензирующий агент — ’’Халлибур-
тои”); ВДА (очищающая кислота с F-38 - ’’Довелл”), AS (кислотный
растворитель ’’Техас Эсидизерс”), CS-3 и МР-1 (глинистая суспензия,
’’Вестерн Комп.”) и др. [18].
Кислотный раствор MCA для очистки от бурового раствора -
это смесь 5—15%-ной соляной кислоты (наиболее часто применяется
7.5%-ная НС1), с 3 % поверхностно-активного агента ”Морфло-П”
(’’Халлибуртон”). Для борьбы с коррозией прибавляется ингибитор
HAI-75, который совместим с упомянутым поверхностно-активиым
агентом при любой температуре.
Раствор MCA способствует удалению из призабойной зоны пласта
бурового раствора или тонких частиц глины, отделившихся от продук-
тивного пласта вследствие проникновения в поры фильтрата бурового
раствора. Эти тонкие частицы удерживаются в дисперсном состоянии
и могут быть удалены из пласта, соответственно, и из скважины. Лабо-
раторные и промысловые эксперименты показали, что диспергирующее
действие раствора более интенсивно при низких концентрациях кислоты.
Применяемые объемы, в основном, невелики: около 0,5 м3 раствора
MCA иа 1 м интервала перфорации. Если происходит значительное по-
глощение бурового раствора продуктивным пластом, для обработки
могут применяться большие количества раствора.
Кислотный раствор HY (НС-2) состоит из обычного солянокис-
лотного состава, к которому прибавляется поверхностно-активный агент
HY (’’Халлибуртон”) в количестве 0,5-1 %. За счет этого тонкие твердые
частицы, которые остаются в отработавшей кислоте (будучи нераствори-
мыми в ией), удерживаются в суспензии в дисперсном состоянии про-
должительное время. Благодаря этому частицы в порах пластов ие обра-
зуют скоплений, закупоривающих поры и микроканалы пласта, и пре-
дотвращается возникновение вторичной блокировки, намного снижаю-
щей эффект кислотной обработки.
Агент HY снижает межфазные натяжения между раствором свежей
или отработавшей кислоты и нефтью, улучшая смачиваемость водой
силикатных или карбонатных пород пласта, не способствует образованию
эмульсии. Неэмульгирующее действие следует проверять для каждого
месторождения, ибо в некоторых случаях с этой целью приходится приба-
вить соответствующий аитнэмульгирующий агент. Агент HY улучшает
действие регуляторов реакции. Одновременно допускает образование
пены с отработавшей кислотой и соленой водой (с хлористым кальцием
или с другими солями). Поэтому рекомендуется для обработки газовых
скважин, поскольку способствует легкому удалению жидкостей после
обработки. Рекомендуется также для стимулирования с применением
углекислого газа или азота.
Раствор ВДА для очистки загрязнений состоит из обыкновенного
состава с содержанием 5-7 % НС1, к которому прибавляется поверх-
ностно-активный агент ’’Довелл”. Когда необходима высокая реактив-
ность, содержание НС1 можно увеличить до 10—15 %. Кислотный раствор
ВДА диспергирует глинистую корку, облегчая проникновение в пласт
108
рабочего состава, разрушает возможную блокировку эмульсией или
водой и обеспечивает хорошее удаление из пласта бурового раствора,
его фильтрата и отработавшей кислоты.
Антигудронный кислотный раствор
Он содержит поверхностио-активный агент, который препятствует
формированию скоплений путем коагуляции твердых или полутвердых
компонентов, образующихся при контакте асфальтеновых иефтей с
кислотой. Эти скопления могут закупоривать проточные каналы в по-
ристой среде либо непосредственно, либо косвенно, способствуя образо-
ванию устойчивых эмульсий. В кислотных растворах, устраняющих это
явление, могут применяться различные поверхностно-активные вещества
AS-5 и AS-6 (’’Халлибуртон”) или W-35 (анионный агент’’Довелл”),W-50
(катионный агент ’’Довелл”) и др.
Применяемые поверхностно-активные агенты должны проверяться
преимущественно в лаборатории для каждой нефти в отдельности, по-
скольку они не универсальны и их действие зависит от специфических
свойств нефти.
Формирование скоплений при контакте нефти с кислотой зависит
от концентрации кислотных растворов: чем выше концентрация кислоты,
тем оно интенсивнее. Поэтому для некоторых нефтей на основании ла-
бораторных опытов не рекомендуется применение кислотных растворов
высокой концентрации.
СОЛЯНОКИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ПОВЫШЕННОЙ
КОНЦЕНТРАЦИИ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
При стимулировании скважин, вскрывающих продуктивные пласты
со значительным содержанием карбонатов (более 30-40 %), раствор
соляной кислоты быстро реагирует и отрабатывается, в основном, вбли-
зи скважины.
Для улучшения проницаемости пласта на большом радиусе от сква-
жины может использоваться кислотный раствор с повышенным (20—
30 %) содержанием НС1, который имеет большую продолжительность
отработки и реагирует с породой в более обширной зоне вокруг сква-
жины.
Скорость реакции НС растет почти пропорционально увеличению
содержания кислоты до 20 % НС , выше 20 % скорость реакции возрас-
тает интенсивнее, достигая при 24 % максимальной величины, а при даль-
нейшем повышении содержание снижается так, что, например, раствор
28%-ного НС1 имеет приблизительно ту же скорость реакции, что и 17%-
ной. В связи с этим обычно для обработки скважин избегают растворов
НС с содержанием от 20 до 24 % и отдают предпочтение 28 %-ным раство-
рам для проникновения в продуктивный пласт неотработанной кислоты
на большую глубину. В то же время установлено, что скорость реакции
по мере расходования кислоты быстро падает, а темп падения скорости
109
тем больше, чем выше начальная концентрация НС1 . Так, например,
скорость реакции раствора с начальным содержанием в 15 % НС1 в
два раза больше, чем раствора с тем же содержанием, но полученного в
результате частичного расходования 28%-иой НС1. Это обусловлено
ростом концентрации продуктов реакции, которые попадают в раствор
по мере расходования коицеитрироваииой кислоты. Благодаря этому
явлению, как и большим количествам кислоты в более концентрирован-
ном растворе, продолжительность истощения раствора 28%-ной НС1
почти в три раза больше, чем того же объема раствора 15%-ной НС1.
Соответственно растет и радиус эоны, охваченной действием кислоты.
Кроме увеличения радиуса зоны проникновения неистощенной кисло-
ты в пласт для улучшения его иефтегазоотдачи или приемистости, это
явление играет важную роль и в росте проводимости трещин. Она стано-
вится тем выше, чем больше твердого материала удаляется из породы
и, соответственно, чем выше концентрация применяемого раствора НС1.
Проводимость трещины пропорциональна третьей степени се рас-
крытия. Следовательно, удваивание раскрытия трещины вызывает уве-
личение ее проводимости в восемь раз. Экспериментально установлено,
что удваивание содержания НС1 в кислотном растворе, соответственно,
с 14 до 28 % приводит к удваиванию раскрытия трещины в обработанной
карбонатной породе и, следовательно, к увеличению почти в восемь раз
ее проводимости.
В то же время известно, что скорость расходования кислотного
раствора падает с уменьшением отношения поверхности пустотного
пространства в породе к объему кислотного раствора, проникшего в эти
пустоты. Следовательно, насколько кислота более концентрированная
и насколько больше она расширит трещины, настолько уменьшится
отношение поверхности породы к объему кислоты, что снизит скорость
потребления кислотного раствора вблизи скважины по мере его закачки
в пласт. Так, один и тот же кислотный раствор расходуется в 10 раз
медленнее в трещине с раскрытием 2,54 мм, чем в трещине с раскрытием
лишь 0,254 мм и, разумеется, в первом случае неистощенная кислота
может более глубоко проникать в продуктивный пласт.
Поскольку 28 %-ный раствор НС1 реагирует с двойным количеством
известняка по сравнению с 14%-ным, то при этом образуется двойное
количество продуктов реакции (СаС12 и СО2).
Хлористый кальций имеет хорошую растворимость в воде, так что
при 28% ной НС не существует опасности образования отложений, вмес-
то этого возрастает плотность и вязкость раствора, оставшегося в пласте
пссле отработки кислоты. Таким образом, образовавшийся после по-
требления НС1 раствор будет более плотным и вязким при большей
начальной концентрации и будет лучше удерживать в суспензии и выно-
сить гонкие твердые частицы, оставшиеся в каналах продуктивного плас-
та.
Дь/окись углерода частично растворима в воде, но эта растворимость
падает эдновременио с ростом содержания в растворе СаС12- Это явле-
ние, как и большие количества СО2, образовавшиеся при применении
ПО
раствора НС! с повышенной концентрацией, cnocoficntyot уДАМИИМ
отработанной кислоты из пласта в скважину.
Из всего сказанного следует, что при использовании кислотным
растворов повышенной концентрации достигается хорошая очистка ка-
налов обработанной зоны пласта, что приводит к росту эффективное™
стимулирования скважииы.
Несмотря на все показанные преимущества обработок карбонатных
пород раствором НС1 повышенной концентрации, существует, однако,
ряд недостатков его применения. К ним относятся сильная и трудно-
устранимая коррозия; резко выраженная склонность к образованию
гудронов с некоторыми нефтями; образование осадков при взаимо-
действии с пластовыми водами, содержащими много селей- а также
при реакции с доломитом; очень интенсивная реакция с рыхлыми поро-
дами, которая может приводить к схлопыванию трещин и снижению
проницаемости.
КОРРОЗИОННАЯ АКТИВНОСТЬ
Необходимость борьбы с коррозией первоначально препятствовала
широкому применению растворов НС1 с повышенной концентрацией
вследствие неэффективности обычных ингибиторов коррозии. В настоя-
щее время ингибиторы коррозии обеспечивают снижение до допустимых
пределов скоростей коррозии в растворах с содержанием 20-30 % НС! .
В Румынии таким ингибитором является Акор-42 или Акор-22,
прибавление 0,5 % которого вместе с 1 % формальдегида в 28%-ный
раствор НС1 при температуре 70 °C позволяет снизить скорость коррозии
до 15 г/(м2 • ч), в то время как при использовании только формаль-
дегида в тех же условиях скорость коррозии составляет 330 г / (м2 -ч).
Известно, что в указанных условиях она должна быть не более
100 г/(м2 • ч), а при больших объемах кислотного раствора - менее
50 г/(м2 • ч). Следовательно, с одним формальдегидом невозможно
применять растворы НС1 с повышенной концентрацией, но они * -л у
использоваться с применением синергической смеси ингибитора Акор-
42 или Акор-22 с формальдегидом.
Аналогичное положение было в СССР, где ингибитор ПБ-5 применял-
ся с хорошими результатами для снижения скорости коррозии в раство-
рах с обычным содержанием НС1 (12—15 %), но который был неэффек-
тивен в кислотных растворах с повышенным содержанием (20—30 %).
Для этих растворов в СССР разработан ингибитор В-2, который в коли-
чествах 1,5 — 2,5 % в растворе 30%-ной НС1 при 100 °C, позволяет сни-
жать скорости коррозии до 40 г/(м2 • ч). Лабораторные исследования
показали, что ингибитор В-2 обладает и качествами комплексообразова-
теля с трехвалентным железом, образуя растворимые комплексные
соединения, играя, следовательно, роль стабилизатора раствора и пре-
пятствуя формированию отложений в продуктивном пласте. С этой целью
прибавляется несколько большее количество ингибитора В-2 в зависимос-
ти от содержания в кислотном растворе трехвалентного железа.
111
Действенные снижения скоростей коррозии в растворе НС1 повы-
шенной концентрации при температурах до 100 °C получаются при при-
менении ингибитора Норуст-СМ-150, выпускаемого французской фир-
мой ”Оби”. При температурах до ПО °C может применяться ингибитор
Довелл-А НО или Халлибуртон-HAJ 50, а до 120 °C — ингибитор Хал-
либуртои-НА1 75. Если к продукту Халлнбуртои-НА1 75 прибавляется
интенсификатор НП-124, борьба с коррозией может эффективно осу-
ществляться до температур около 160 °C. Обычно при высоких темпе-
ратурах принимаются и другие меры, а именно: работают с меньшими
количествами кислотного раствора и используют охлаждающее пред-
нагнеганне перед кислотным раствором.
ФОРМИРОВАНИЕ ГУДРОНОВ
Этот процесс отмечается при контакте раствора НС1 повышенной
концентрации с некоторыми нефтями, которые ие образуют подобных
соединений при применении раствора с обыкновенным содержанием
(до 15 %) НС1, поэтому перед проектированием операции стимулиро-
вания раствором с повышенным содержанием (20—30 %) НС1 в лабора<
торных условиях исследуется совместимость его с нефтью каждого мес*
торождения. -
Если происходит образование гудронов, то либо прибавляют соот-
ветствующие присадки, либо отказываются от использования повышен-
ных концентраций и проектируется обработка раствором НС1 обыкно-
венной концентрации.
ОБРАЗОВАНИЕ ОСАДКОВ
Процесс происходит при контакте раствора НС1 повышенной кон-
центрации с высокоминералнзованиыми пластовыми водами. Для об-
рабатываемых месторождений при лабораторных исследованиях уста-
навливают концентрацию НС1, при которой ие происходит выпадение
солей из воды, и проектируется обработка с раствором НС1 меньшей
концентрации для предотвращения отложения твердых веществ в кана-
лах продуктивного пласта.
ОБРАЗОВАНИЕ НЕРАСТВОРИМОЙ СОЛИ
Оно происходит при контакте раствора 30%-ной HCi с доломитом.
Образуется гидратированный хлорид кальция и магния (CaMg2Cl х
х 12Н О — гексагидрат), который отлагается на поверхности породы и
может приостановить реакцию концентрированной кислоты с матрицей
продуктивного пласта. Поскольку эта соль растворима в воде и в
разбавленной кислоте, то оиа используется для преднагиетаиия или
в качестве экрана между порциями закачиваемой концентрированной
НС).
112
НЕРАВНОМЕРНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ КИСЛОIHOI (>
РАСТВОРА
Такое воздействие на различные зоны матрицы в зависимости от
ее состава и кристаллической структуры часто отмечается при обработке
карбонатных пород. Так, пустоты, создаваемые при прохождении кислот-
ного раствора, имеют разную глубину, образуя в совокупности на по-
верхности породы вид гравюры, а более высокие зоны остаются как
опоры крепления трещин. Недостаточное воздействие кислоты на по-
верхность трещины не обеспечивает условия для прохождения флюидов,
а чрезмерное воздействие кислоты разрушает зоны крепления, вызы-
вая закрытие трещин и затрудняя фильтрацию. Следовательно, существует
оптимальное воздействие, которое обеспечивает хорошую фильтрацию
флюидов через породу. Это достигается в тех случаях, когда кислотный
раствор создает множество пустот в породе, с достаточными зонами,
не затронутыми кислотой, для крепления трещин. Лабораторный и про-
мысловый опыты показывают, что раствор с обыкновенным содержани-
ем (около 15 %) НС1 создает эффективную сеть проточных каналов
в слабых известняковых породах, в то время как для обработки твердых
и плотных известняков с отиосительно низкой начальной проницаемостью
более эффективен раствор с повышенным содержанием (около 28 %)
НС1.
Наилучшие результаты получаются с раствором 28%-ной НС1 при
обработке скважин для нагнетания воды, когда кислотный раствор может
сильно разбавляться пластовой водой. Но повышенная начальная кон-
центрация позволяет получить положительный результат и в этом случае.
В таких скважинах присутствует обычно большое количество ионов
железа, поэтому для обработки применяется раствор НС1 повышенной
концентрации со стабилизатором раствора.
кислотный состав с запаздыванием
реакции
При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффектив-
ность стимулирования возрастает, если реакция кислотных растворов
с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота
проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг скважины
сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. С этой
целью испытывали многочисленные варианты кислотных составов с
запаздыванием реакции. Два нз них в настоящее время применяются
в промышленных масштабах, а именно: растворы, составленные из смеси
НС1 с органическими кислотами (уксусная, муравьиная и т.д.); растворы
НС1 с добавками регуляторов реакции.
8-271
СМЕСЬ СОЛЯНОЙ И ОРГАНИЧЕСКИХ кислот
Смесь реагирует с известняками, образуя хлорид кальция, двуокись
углерода и кальциевую соль органической кислоты. Все эти вещества,
а особенно последнее, обладают эффектом замедления реакции (табл.
7.2). Результаты, представленные в таблице, показывают, что введение
уксусной кислоты в раствор соляной кислоты приводит к очевидному
замедлению реакции с карбонатом кальция. При исследовании исполь-
зовалось 4,3 мл кислотного раствора на 1 см2 поверхности мрамора
[1]. Замедление указанной реакции происходит и при снижении тем-
пературы.
' Разумеется, уксусная кислота, введенная в раствор НС1 для замед-
ления реакции, выполняет одновременно и роль стабилизатора раствора,
препятствуя образованию и осаждению гидроокиси Железа. •
Фирма ’’Халлибуртон” рекомендует применять для регулирования
реакции некоторые соединения НС1 с органической кислотой под наз-
ванием Мод Эсид-101, -202, -303 (модифицированная кислота), время
реакции которых с керновым материалом из различных отложений пока-
зано в табл. 7.3. Продолжительность реакции с образцом керна из отло-
жений Биверхилл Лейк кислотного раствора Мод Эсид-303 в три раза
больше, чем обыкновенного раствора 15%-ной НС1 при температуре
121 °C.
Аналогичное положение, но более резко выраженное, отмечается
для образца керна месторождения Смаковер, когда при 115 °C кислотный
раствор Мод Эсид-303 имеет продолжительность реакции приблизительно
в 3 раза больше, чем раствора 28 %-ной НС1, и примерно в 16 раз больше,
чем 15%-ной НС1.
Результаты исследований указывают одновременно на возможность
снижения скорости реакции кислотного раствора охлаждением пласта
вокруг скважины. Так, на образце керна месторождения Хантон при
температуре 143 °C раствор с Мод Эсид-202 имеет такую же продолжи-
тельность реакции (19 мин), что и раствор 28%-ной НС1. За счет охлажде-
ния только на 22 °C, соответственно при температуре 121 °C, продол-
жительность реакции этого раствора приблизительно удваивается, а при
94 °C удваивается снова.
Таблица 7.2
Расход раствора (процент от начального объема)
при реакции с мрамором
Продолжитель- Раствор JO^-ной НС1 при t. Смесь 10%-ной НС1 и 3%-ной ук-
сусной кислоты ,ри t, С
20 | 0 20 j 0
10 65,5 32,47 43,55 22,96
20 37,9 65,02 67,70 42,62
30 94,8 83.93 84,60 62,29
114
Таблица 7.3
Продолжительность реакции различных
кислотных составов с карбонатными породами
Кислотный раствор Геологическая формация Температура, °C Продолжитель- ность реакции, мин
15 %-ная НС1 Биверхилл Лейк 121 11
Мод Эсид-303 Биверхилл Лейк 121 33
15 %-ная НС1 Смаковер 115 4
28%-ная НС1 Смаковер 115 24
Мод Эсид-202 Смаков'-? 115 31
Мод Эсид-303 Смаковер 115 66
CR Мод-202 Смаковер 126 234
CR Мод-202 Смаковер 143 129
CR Мод-202 Смаковер 148 99
28%-ная НС! Хантон 143 19
Мод Эсид-202 Хантон 143 19
Мод Эсид-202 Хантон 121 36
Мод Эсид-202 Хантон 94 64
15 %-ная НС! Доломит Окла 40 45
30%-ная НС! Доломит Окла 40 162
15%-ный CRA Род. X Лайм 90 175
28%-ная НС1 Род. X Лайм 90 155
РЕГУЛЯТОРЫ РЕАКЦИИ
Ими являются поверхностно-активные агенты, которые, будучи
прибавленными к кислотному раствору, образуют пленку в отдельных
зонах поверхностей трещии и замедляют таким образом реакцию кислоты
(которая происходит в дальнейшем только в открытой части поверх-
ности трещин). Эта адсорбция поверхностно-актнвиого вещества на
поверхности пород придает ей гидрофобный характер (смачивается
нефтью).
Обычно регуляторы реакции вводятся непосредственно в кислотный
раствор. Однако иногда для создания гидрофобного физического барьера
на поверхности породы, препятствующего контакту с кислотой, прово-
дится преднагнетание нефти, смешанной с поверхностно-активным ве-
ществом в роли замедлителя реакции. Для этого используют большое
число поверхностно-активных агентов: катионные, анионные н неионо-
генные. Так, например, из категории анионных ПАВ применяют алкил-
фосфаты и сульфонаты.
Установлено, что регулятор реакции эффективен только при неболь-
ших расходах прокачки кислоты, поскольку при высоких расходах
(которые приводят к большим скоростям в трещинах, а соответствен-
но и большим числам Рейнольдса) пленка повреждается и желаемое
замедление реакции не происходит.
Более глубокого проникновения неотработанной кислоты в пласт
достигают и применением агентов частичной блокировки (называемых
115
Таблица 7.4
Скорость реакции мрамора с раствором при добавлении
регулятора реакции S^-350 и без него
Темпера- тура. с Кислотный раствор Скорость реакция, г/м3 •МИЯ Снижение скорости реакции относитель- но эталонной пробы
60 15 %-ная НС без присадок 855
60 15%-ная НС + 2 % S 350 248 3,45
90 15 %-ная НС без припадок 1490 —
90 15%-ная НС * 2 % S 350 28 %-ная НС без присадок 380 3,93
60 1460 —
60 28%-ная НС + 2 % S 350 415 зл
90 28%-ная НС без присадок 2130
90 28%-ная НС + 2 % S2 350 475 4,5
и агентами временного блокирования или снижения фильтрации). Их
прибавляют в кислотный раствор для блокировки микроканалов, ко-
торые начинаются с поверхности трещины, прекращая таким образом
проникновение кнслоты (фильтрацию) в матрицу вблизи скважины
и заставляя ее продвигаться дальше вдоль трещины. Желаемый эффект
получается как результат гораздо меньшей скорости реакции кнслоты
в трещине, чем в Мйкроканалах матрицы.
В Румыния н ИЧППГ — Кымпина разработаны неноногенные регу-
ляторы реакции типа блокополнмеров (табл. 7.4) для растворов как
с обыкновенным содержанием (15 %) НС1, так н с повышенным (28 %)
[19,20].
Эта таблица показывает, что за счет прибавления к кислотному раст-
вору неноногенного ПАВ S 350 скорость реакции НС1 с карбонатом
кальция снижается в 3,5-4,53 раза при температурах 60 °C и 90 °C как
при 15%-иой, так и при 28%-ной НС1. Замедлители реакции CR или CRA —
химически заторможенные кнслоты, рекомендуемые фирмой ’’Халли*
буртои”, существенно уменьшают скорость реакции н, соответственно,
увеличивают продолжительность расходования кислотного раствора
(см. табл. 7.3).
СПИРТОКИСЛОТНЫЙ СОСТАВ
Эффективность обработки пластов, представленных песчаниками
с низким содержанием карбонатов, раствором НС1 + HF возрастает,
если в состав раствора прибавляют спирт. Он, так же как и поверхностно-
активные агенты, снижает межфазное натяжение рабочей жидкости, со-
здавая благоприятные предпосылки для более легкого проникновения
раствора в пласт и для более полного удаления отработанного раствора
из пдаста. Эффект от присутствия спирта еще больше повышается в не-
однородных пластах с низкой проницаемостью н содержащих глины,
которые могут мигрировать в виде тонких частиц, создавая опасность
закупоривания каналов в пористой среде подобно обратному клапану.
116
Кроме способности снижать межфазное натяжение спирт имеет вы-
сокую упругость паров, которая придает ему повышенную летучесть,
и не адсорбируется на породах.
Эти свойства позволяют эффективно применять спирт как при об-
работке нефтяных, так и особенно газовых скважин. Повышенная лету-
честь спирта н соответственно раствора, который его содержит, способ-
ствует испарению и удалению жидкой фазы из пор пласта. Таким об-
разом, в обрабатываемой эоне пласта уменьшается насыщенность жид-
костью, отфильтровавшейся во время предыдущей обработки или из
бурового раствора. Следовательно, относительная проницаемость для
газа растет, что быстро улучшает приток газа из пласта в скважину. Про-
мысловый опыт показал, что на некоторых газовых скважинах, особенно
вскрывающих малопроницаемые пласты с относительно низким давле-
нием, после работ, связанных с циркуляцией воды, затрачивается длитель-
ное время (3—12 мес) иа восстановление рабочего дебита газа, вследствие
действия капиллярных сил в микроканалах пласта. Обработки в таких
случаях кислотным раствором со спиртом приводили обычно к очень
хорошим результатам. Благодаря тому что спирт не адсорбируется на
поверхности пород, он не уменьшает проходного сечения микроканалов
и не остается неподвижным в пласте, как поверхностно-активные ве-
щества. Следовательно, спирт продолжает непрерывно циркулировать
вместе с рабочим раствором, способствуя до конца операции удалению
отработанного раствора вместе с продуктами реакции из продуктивного
пласта.
Исследования показали, что введение спирта в кислотный раствор
для обработки скважин имеет некоторые недостатки; к ним относят-
ся (21, 22] снижение эффективности антикоррозийной защиты некото-
рых ингибиторов; реакция с кислотами и частично бесполезное его рас-
ходование.
ОСАЖДЕНИЕ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ
В ПРИСУТСТВИИ СПИРТА
Этот процесс установлен в нескольких случаях, прямым следствием
чего является снижение их защитного действия. Другие ингибиторы,
в частности поверхностно-активные, хотя и остаются в растворе, но в
присутствии спирта теряют эффективность антикоррозийной защиты,
особенно при высоких температурах (свыше 80 °C).
Эффективный ингибитор коррозии и оптимальное содержание спирта
выбирают лабораторным путем при пластовой температуре, исследуя
принятый для обработки состав и имеющиеся в наличии ингибиторы
и постепенно снижая содержание в растворе спирта в случае необходимос-
ти.
РЕАКЦИЯ СПИРТА С КИСЛОТАМИ
Она происходит при добавлении спирта к кислотному раствору для
обработки скважин. С органическими кислотами спирт реагирует, об-
разуя эфиры.
Так, метанол СН ОН частично реагирует с уксусной кислотой
СН3СООН, -образуя уксуснокислотный метил СН3СООНСН и воду.
Это явление при умеренных температурах не наносит большого ущерба,
поскольку указанная реакция этерификации обратима и потерн уксус-
ной кислоты незначительны.
С соляной кислотой спирты образуют органические хлориды. Так,
метанол частично реагирует с НС1 и образует хлористый метил СНзС1
н воду, а изопропанол СНзСНОНСН^ образует хлористый изопропан
СН СНС1 СН н воду. Реакция соляной кислоты со спиртами необратима,
поэтому HCI, израсходованная в этой реакции, теряется н не реагирует
с породами продуктивного пласта.
Лабораторные исследования [22] показали, что вследствие реакции
со спиртами потребление НС! во времени различное; с этанолом меньше,
чем с изопропаном, н наибольшее с метанолом. Интенсивность реакции
сильно зависит от температуры, продолжительности контакта компонен-
тов н содержания спирта в кислотном растворе.
Так, при температуре 93 °C при объемном содержании метанола
16 н 32 % спустя 45 мни не наблюдается расходование НС1. Когда про-
должительность контакта превышает 45 мин, а содержание метанола
возрастает до 48 %, выявляется расход НС1. Этот расход быстро растет
во времени, а также с увеличением содержания метанола в рабочем раст-
воре.
При высоких температурах, например, при 149 °C, установлено,
что присутствие спирта обусловливает значительное расходование НС1
с самого начала их контакта, даже при объемном содержании метано-
ла в 16 %.
Начальное содержание раствора НС1 (как, например, 5, 10 или 15 %)
не влияет на характер реакции спирта с соляной кислотой, ио сказывается
на начальном расходовании кислоты.
Из сказанного следует, что ‘уменьшение начального расхода НС1
на реакцию со спиртом при пластовой температуре может достигаться
путем ограничения содержания спирта в кислотном растворе н за счет
сокращения продолжительности контакта спирта с кислотой, т.е. за счет
сокращения, насколько это возможно, времени прокачки рабочей жид-
кости в продуктивный пласт. Следует иметь в виду и содержание кар-
бонатных пород в продуктивном пласте, так как при повышенном со-
держании карбоиатов полезное расходование НС1 намного ускоряется.
Программа работ по стимулированию, в которой уточняются состав
раствора и технологические параметры обработки, составляется для спе-
цифических условий каждой скважины. В качестве рекомендации общего
характера отметим, что при любой начальной концентрации НС1 эффек-
тивное объемное содержание спирта не превышает 32 % при пластовых
118
температурах до 80 °C для песчаников и до 93 °C для карбонатных пород.
В сложных условиях учитывается также и тип предлагаемого спирта, ис-
ходя из того, что интенсивность реакции НС1 с одними спиртами выше
(метанол), а с другими ниже (этанол илй изопропан).
НЕАДСОРБИРУЮШИЙ КИСЛОТНЫЙ РАСТВОР
Некоторые компоненты комплексных кислотных растворов для
обработки скважин (некоторые ингибиторы коррозии, поверхностно-
активные вещества и т.д.) адсорбируются на поверхности пород, делая
их гидрофобными и ухудшая таким образом фильтрацию в пласте. До-
бавление в комплексный кислотный раствор соответствующего раство-
рителя придает ему неадсорбирующий характер, в результате порода
продуктивного пласта остается гидрофильной, улучшая условия филь-
трации.
Так называемые взаимные растворители представляют собою ве-
щества, обладающие значительной растворимостью как в нефти, так и в
воде, - свойство, присущее многим химическим продуктам. К ним от-
носятся: спирты, альдегиды, эфиры и др. В комплексных растворах
для обработки скважин в качестве взаимного растворителя используют
обычно эфиры гликолей. Установлено, что очень хорошие результаты
получаются чаше всего при использовании этиленгликольмонобутилэфи-
ра (ЭГМБЭ).
Продукт ЭГМБЭ не только препятствует адсорбции на породах при-
садок к раствору для стимулирования скважин, но обладает еще и дру-
гими положительными свойствами, а именно: снижает межфазное натя-
жение между нефтью н водой; благоприятствует растворению нефти в
воде; способствует удалению тонких частиц, смоченных нефтью, с по-
верхности пород и возврату им гидрофильных свойств за счет отмываю-
щего действия ЭГМБЭ; улучшает действие ПАВ в комплексном растворе
для обработки скважин.
Благодаря указанным свойствам применение ЭГМБЭ для обработок
скважин предупреждает миграцию тонких твердых частиц, предотвращая
закупоривание микроканалов пласта; препятствует образованию эмуль-
син с тонкими твердыми частицами; обеспечивает более глубокое про-
никновение в пласт всех компонентов раствора для обработки и способ-
ствует удалению из продуктивного пласта отработавшей кислоты и про-
дуктов реакции.
Все они подтверждены лабораторными исследованиями и операция-
ми, проведенными на промыслах. Так, на нефтяных скважинах установ-
лено, что использование при обработке песчаников смесью НС1 с HF
продавочной жидкости, состоящей из равных объемов дизельного топ-
лива и 10%-ного ЭГМБЭ, привело к пятикратному улучшению результа-
тов.
На газовых или водяных нагнетательных скважинах продавка кис-
лотного раствора жидкостью на основе углеводорода (дизельное топливо
и т.д.) может намного снизить эффективную проницаемость для газа
119
или воды, поэтому ЭГМБЭ вводят непосредственно в кислотный раствор
для подавления ему адсорбирующих свойств.
Введеине ЭГМБЭ в кислотный раствор дает положительные резуль-
таты не только при обработке песчаников, но н карбонатов, а также
при операциях гидроразрыва. Главная роль ЭГМБЭ заключается в созда-
нии благоприятных условий для удаления нз пласта рабочих жидкостей
и продуктов реакции (в случае кислотных растворов).
Существуют специально разработанные взаимные растворители,
препятствующие адсорбции кислотных растворов. Так, фирма’’Довелл”
рекомендует присадку Фрефло ЕВ (U 66), которая растворима в нефти,
кислотном растворе и воде. Продукт является многофункциональным,
так как способствует гидрофилнзации поверхностей пород, понижению
межфазного натяжения и деэмульгированию. Растворитель Фрефло ЕВ
(U 66) не адсорбируется на породах, проникая в пласт до зон, достигае-
мых рабочим раствором, очищает его от нефти, давая возможность
кислоте воздействовать на породы, способствует удалению из пласта
истощенного кислотного раствора и придает поверхности пород гидро-
фильный характер. При обработке матрицы песчаников и известняков
кислотными растворами за счет применения агента Фрефло ЕВ (U66)
повышается эффективность. Его можно использовать в растворе НС1
или в смеси НС1 и HF или в растворе органических кислот при темпе-
ратурах до 163 °C.
Однако в пластах с проницаемостью ниже 0,025 мкм2 продукт ис-
пользовать не рекомендуется.
СПЕЦИАЛЬНЫЕ КИСЛОТНЫЕ СОСТАВЫ
СОСТАВ НА ОСНОВЕ УКСУСНОЙ КИСЛОТЫ
ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ СКВАЖИН
Когда в пласте с прослоями глин предполагается блокировка водой,
обработку скважины рекомендуется проводить безводным раствором,
составленным нз смеси 2—10 % уксусной кислоты и 98—90 % жидких
углеводородов: дизельного топлива, керосина или сырой нефти. В про-
дуктивном пласте уксусная кислота при взаимодействии с водой раст-
воряется и начинает реагировать с карбонатными породами. Одновре-
менно кислота поглощает воду из гидратированных и набухших глин,
предопределяя нх сжатие. Таким образом, улучшается гидродинамическая
сообщаемое™ между пластом н скважиной.
Смесь уксусной кислоты с жидкими углеводородами иекоррози-
ониоактнвная, а при взаимодействии с водой активность смеси возрастает,
но остается меньше, чем при воздействии других кислот (НС1 илнНЕ).
Смесь на основе уксусной кислоты не воздействует на хромированные и
термообработанные поверхности и даже на алюминиевые сплавы, а также
не порождает трещинную водородную коррозию.
При невысоких пластовых давлениях смесь нефти с уксусной кисло-
той может быть эффективно применена для заполнения скважины во
120
время ее перфорации. Эта смесь может также использоваться для очистки
скважины от бурового раствора на нефтяной основе или на основе эмуль-
сии, где внешней фазой является нефть. Такие очистки очень полезны
перед цементированием скважины. Разумеется, прежде чем высказывать-
ся за обработку скважины смесью уксусной кислоты и жидких углево-
дородов, необходимо исследовать ее совместимость с пластовыми флюи-
дами соответствующего месторождения.
Для улучшения смешивания уксусной кислоты с нефтью иногда
в нее добавляют ароматические углеводороды. Этот вариант очень эф-
фективен в отложениях твердых углеводородов. Для снижения межфаз-
ного натяжения между нефтью и водой можно также прибавить поверх-
ностно-активный агент до 1 %.
Фирмой ’’Халлибуртон” для такой обработки рекомендован раствор
OS А (маслорастворимая кислота). Для разрушения эмульсии в пласте
или устранения блокировки водой в смесь OSA можно прибавлять и
поверхностно-активный агент Хайфло III.
Другим раствором, рекомендованным этой же фирмой для устране-
ния блокировок водой или эмульсией в продуктивном пласте с просло-
ями глины, является состав MS А (многофункциональная кислота), ко-
торый представляет собой раствор уксусной киспоты в воде. Раствор
MSA содержит поверхностно-активный агент и ингибитор коррозии,
включая присадку SCA-130 для предупреждения трещинной коррозии.
Поскольку состав MSA медленно реагирует с карбонатными по-
родами, имеет низкие скорости коррозии и не воздействует на хромиро-
ванные и алюминиевые поверхности, он может использоваться и для
регулирования реакции с породой (путем использования только раствора
уксусной кислоты или ее смеси с НС1); обработок по стимулированию
скважин, в которых находится оборудование из алюминия или с хромиро-
ванными поверхностями, а также в качестве жидкости для задавки сква-
жин, включая время перфорации, в этом случае может использоваться
кислотный раствор MS А с повышенной плотностью (1370 кг/м3).
КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИЙ СКВАЖИН
Для нефтяных месторождений, на которых при освоении первых
скважин отсутствует приток, рекомендуется перед перфорацией после-
дующих закачивать в интервал продуктивного пласта смесь соляной
и плавиковой кислот. Таким образом, первой жидкостью, которая про-
никает из скважины в перфорационные отверстия, будет упомянутый
кислотный раствор. Этот способ обеспечивает хорошее сообщение между
пластом и скважиной, и его применение на различных месторождениях
дало положительные результаты [12].
При перфорации газовых скважин фирма ’’Довелл” рекомендует
вводить в интервал продуктивного пласта 15 %-ный раствор НС1 в мети-
ловом спирте (для карбонатных пород) или смесь 8%-иой НС1 с 3%-ной
HF либо с 6%-ной HF также в метиловом спирте (для силикатных пород
при наличии блокировки буровым раствором). Присутствие кислотных
121
растворов в скважине во время перфорации предотвращает закупорку
вновь созданных перфорационных отверстий и одновременно способст-
вует устранению блокировки, которая могла образоваться в пласте в
процессе бурения или цементирования [4] .
Приготовленные с метиловым спиртом вместо воды кислотные
растворы обладают повышенной летучестью, что обеспечивает более
легкое их удаление, особенно из газоносных пластов.
Перфорация скважин в кислотной среде рекомендуется до темпера-
тур на забое около 95 °C и только в присутствии высокоэффективного
ингибитора для того, чтобы кислотный раствор мог находиться в сква-
жине длительное время (до 7 сут) без сильного корродирования экс-
плуатационной колонны.
СОСТАВ ДЛЯ СТИМУЛИРОВАНИЯ СКВАЖИН
НА ОСНОВЕ СУЛЬФА.МИНОВОЙ КИСЛОТЫ
Сульфамииовая кислота HSO3NH2 — это белый порошок с серым
оттенком, в зависимости от содержания примесей, с плотностью
2126 кг/м3, растворимый в воде. В 1 м3 воды при О °C растворяется
146 кг HSO3NH2, а при 80 °C — 470 кг. Следовательно, без затруднений
могут получаться растворы с содержанием сульфаминовой кислоты
от 8 до 17 %, которые обычно и применяются при обработке скважин
[12].
Раствор сульфаминовой кислоты реагирует с известняком и доломи-
том, образуя хорошо растворимые в воде соли кальция и магния. Раст-
воримость этих солей в воде превышает растворимость кристаллов соб-
ственно кислоты, поэтому не существует опасности отложений в пласте
продуктов реакции после обработки кислотой. Скорость реакции раст-
вора сульфаминовой кислоты с карбонатными породами почти в 5 раз
меньше, чем раствора соляной кнслоты. Одновременно скорость корро-
зии стали в растворе сульфамииовой кислоты в 4 раза меньше, чем в
растворе НС1.
Эти свойства обусловливают преимущества применения состава
иа основе сульфаминовой кислоты в первую очередь на труднодоступ-
ных скважинах, куда проще транспортировать твердую сульфамииовую
кислоту (с содержанием около 100 %), чем жидкую (с содержанием
НС1 около 30 %). Однако удельное количество породы, растворяемое
сульфамииовой кислотой, почти в 2,5 раза меньше, чем соляной. Так,
для растворения 100 кг мрамора необходимо 194 кг HSO NH или
73кгНС1. 2
Следовательно, 1 мэ HSO3NH2 растворяют 51,5 кг СаСОз, а 1 м3
НО — 137,4 кг СаСО . Тем не менее, применение раствора сульфамино-
вой кислоты эффективно для охвата более протяженных зон пласта
вокруг скважин, особенно обработанных раствором НС1. В таких случаях
в пласт закачивается в 2 раза больший объем раствора сульфамииовой
кислоты, чем объем НС1, использованный в последней обработке, с та-
ким расчетом, чтобы сульфамииовая кислота проникла в продуктивный
пласт иа большую глубину.
122
В качестве поверхностно-активного агента в растворы сульфаминоиой
кислоты в СССР вводится 0,1-2%-ный анионный продукт (например
сульфанол), катионный продукт (например катапин А) иди нсишннен-
ный продукт (например ОП-7 или ОП-Ю).
Другой вариант обработки скважин заключается во введении
кристаллов сульфаминовой кислоты в рабочую жидкость гидроразрыва.
Сульфамииовая кислота проникает и остается в трещинах, где мало-
помалу растворяется пластовой водой. Таким образом, в пласте длитель-
ное время поддерживается повышенная кислотность, препятствующая
набуханию глин и появлению отложений гидроокисей железа.
ЭМУЛЬСИЯ растворителя в кислотном
РАСТВОРЕ
На нефтяных скважинах, где обыкновенные кислотные обработки
не дают результатов и установлено наличие в призабойной зоне пласта
отложений парафина или других тяжелых углеводородов, рекомендуется
обработка кислотным раствором, в котором диспергируется ароматичес-
кий растворитель, а также добавляется поверхностно-активный агент,
который способствует однородности эмульсии и поддерживает ее ста-
бильность во времени. В качестве кислотной фазы может применяться
один из кислотных составов: обычный раствор 15%-ной НС1, кислотный
стабилизированный раствор, смесь НС! с НИ, кислотный состав с запаз-
дыванием реакции и др. При выборе типа кислотного раствора принима-
ется во внимание, в первую очередь, вид пород, слагающих пласт (из-
вестняки, доломиты, силикатные песчаники и т.д.), а также специфичес-
кие условия скважины, в которой проводится обработка.
В качестве растворителя можно использовать ароматические про-
дукты, имеющиеся в распоряжении промысловиков, а именно: толуол,
ксилол и тд. Обычно раствор для обработки состоит на 90 % из кислот-
ного раствора и иа 10 % из растворителя. Поскольку растворитель дис-
пергирован в кислоте, он проникает повсюду вместе с ней, растворяет
твердые углеводороды, выпавшие в пласте, и дает возможность кислоте
эффективно воздействовать на породы и растворять твердые соли, выпав-
шие из пластовой воды в порах пласта и в перфорационных отверстиях
скважины. Дисперсия растворителя в кислотном растворе дает хорошие
результаты при очистке фильтра, созданного закачкой песка, особенно
когда он забивается отложениями тяжелых углеводородов, солей вместе
с продуктами коррозии или твердыми тонкими частицами, которые
выносятся из пласта (особенно глин). При значительных отложениях
твердых углеводородов в призабойной зоне пласта рекомендуют вво-
дить в рабочий раствор повышенное количество растворителя (до 50 %).
Фирма ’’Довелл” рекомендует состав ДАД (диспергированная кислота
’’Довелл”) для применения на скважинах с забойной температурой почти
до 120 °C. Состав ДАД можно использовать иа любых скважинах (экс-
плуатационных нефтяных или газовых, нагнетательных и т.д.), но наибо-
лее эффективен он при подготовке нефтяных скважин под нагнетание
воды.
123
Для той же цели фирмой ’’Халлибуртон” рекомендуется состав РАД
(диспергированная кислота Парагон). Этот состав может быть применен
и для предварительной закачки в скважины, в которых перфорационный
интервал обрабатывают растворами для борьбы с парафином (Парачек),
отложениями солей (Скалечек — LP55) или с отложениями гипса (Гип-
сол).
БЕСКИСЛОТНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ СТИМУЛИРОВАНИЯ
СКВАЖИН
При вскрытии продуктивных отложений с развитой системой трещин
и высокой проницаемостью могут происходить значительные поглощения
бурового раствора в продуктивном пласте, что создает большие труд-
ности лри освоении новых скважин. Для таких скважин не рекоменду-
ются кислотные обработки, поскольку высокая проницаемость пласта
не требует расширения проточных каналов. Поэтому применяют некис-
лотные составы, снижающие вязкость проникшего в пласт бурового
раствора и удерживающие его твердые частицы во взвешенном состоя-
нии, не позволяя им группироваться. Даже при попадании в продуктив-
ные отложения значительного количества буровой жидкости ее можно
удалить, получив приток нефти из пласта в скважину.
Некислотный состав для обработки скважин, как правило, состоит
из поверхностно-активных веществ, скомбинированных в различных
вариантах с жидкими углеводородами, а возможно, и со спиртом.
Для обработки скважин, иа которых во время проходки пласта
произошло поглощение бурового раствора, фирмой ’’Халлибуртон”
рекомендуется применять иекислотный состав MF (Мад-Флаш). Этот
состав, помимо разжижения бурового раствора, проникшего в пласт,
и его диспергирования,.также снижает межфазное натяжение жидкостей
и разрушает эмульсии, встречающиеся в обрабатываемой зон?, т.е. устра-
няет в призабойной зоне пласта блокировку водой или эмульсией, а также
фильтратом бурового раствора.
При цементировании для устранения глинистой корки и предупреж-
дения загрязнения цементного раствора буровой жидкостью перед це-
ментным раствором вводят разделительную пробку из состава MF для
улучшения качества цементирования скважины. Положительный эффект
достигается вследствие смачиваемости водой стенок эксплуатационной
колонны (которая приводит к хорошему схватыванию цемента с метал-
лическими стенками), также и предотвращения нарушений сплошности
цемента за счет полного вытеснения бурового раствора. При высокой
проницаемости продуктивного пласта иаилучшие результаты получают
при использовании некислотного состава в качестве разделительной
пробки между буровой жидкостью и раствором цемента, поскольку
кислота может вызвать потери циркуляции, снижающие качество цемен-
тирования. Блокирование продуктивного пласта водой или эмульсией
нефти и воды в интервале перфорации может происходить не только во
время бурения, ио и при ремонтных работах в эксплуатационных сква-
124
жинах (промывка песчаных пробок и т.д.). В таких ситуациях для устра-
нения блокировки может применяться состав, состоящий из смеси по-
верхиостно-активных веществ, как, например, Хайфло-Ш фирмы ”Хал-
либуртои”. Эта смесь растворима в нефти и обеспечивает устранение
блокировки в призабойной зоне пласта, снижение межфазного натяжения
ниже 1 мН/м. Обработка осуществляется обычно закачкой в пласт 1 м3
очищенной нефти с добавкой 10—15 л Хайфло П1 иа каждый метр интер-
вала перфорации.
Когда пласт блокирован эмульсией нефти, стабилизированной тон-
кими частицами твердого парафина или асфальта, рекомендуют вместо
нефти применять ароматический растворитель, в частности, продукт
Парагон, в который вводят комплексный поверхностно-активный агент
Хайфло 111 [5]. В качестве носителей поверхностно-активного агента
можно использовать и керосин или дизельное топливо. Предварительно
необходимо проводить лабораторные исследования эффективности соста-
ва для обработки и его совместимости с пластовыми флюидами.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Логинов Б.Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки
Гостоптехиздат, 1951.
2. Penescu Т. Marirea productivitajii sondelor. Bucure^ti, Editura tehnica, 1962.
3. loachim Gr., Popa C. Exploatarea zacamintelor te titei Bucuresti, Editura teh-
nica, 1979.
4. Dowell Schlumberger. Stimulation and Fracturing in Oil and Gas Wells, Techni-
cal information sheets and brochures. Dowell Division of the Dow Chemical Company.
Tulsa, U.S.A., March.. 1979.
5. Halliburton Services. Stimulation and Fracturing in Oil, Gas and Water Wells.
Technical data sheets and brochures. A Halliburton Company, Duncan, U.S.A.
6. Cristian M., Craciun D.C., Ionita C.A. Tehnoiogii ai produ^i nou sau imbunata-
jiti pentru stimulates sondelor. Tema I.C.P.P.G. 32n/1974. л *
7. Cristian M., Craciun D.C., Ionita C.A., Stan D. Tehnoiogii si prodesi noi sau imbu-
natap|i pentru stimularea sondelor. Tema I.C.P.P.G. 8Nc/1975. *
8. Cristian M., Socol S., Ionita A.C. Studiul posibilitajilor de generalizare a opera-
{iilor de stumularea extractiei in santicmle de petrol din R.S. Romania. Tema I.C.P.P.G.
704/1969.
9. Smith C.F., Crowe C.W., Nolan T.I. Depozite secondare ale compujilor de Tier
ca urmare a tratamentului prin acidizare In: Journal of Petroleum Technology, sept. 1969.
10. Lorent A. Contribute la bazele proceselor de acidizare a stratelor productive
de hidrocarbure. Teza de doctorat I.P.G.G. - Bucurejti. 1973.
11. Williams B.B., Gidley J.L., Schechter R.S. Acidizing Fundamentals. S.P.E. of
A.J.M.E., New-York, 1979.
12. Амиян B.A., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения продук-
тивности скважин. М., Недра, 1970
13. Hendrickson A.R. et al. Engineering guide for planning acidizing treatments
based on specific reservoir characteristics. In' Petrol Techn., vol. 12, nr. 2, 1960.
14. Smith C.F., Hendrickson A.R. Stimulate cu acid fluorhidric a sondelor ce des-
chid strate din gresie. In: Journal of Petr. Technol., nr. 2, 1965.
15. Gildey J.L., Ryan I.C., Mayhill T.D. Study of the Field Application of San-
dstone Acidizing In: Journal Petroleum Technology, nr. 11, 1976.
16. Савельев И.С., Сафронов C.B. Об уменьшении производительности сква-
жин в зависимости от времени контакта глинистого раствора с пластом. - Тр- ВНИИ,
вып. 44, 1972.
125
1? , Орлом П.И., Русикин А.В., Свинушки Н.М. Влияние промьгвочной жидкости
яа физические свойства коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1976.
IS. Grubb W.E., Martin F.G. Substante chimice pentru tratarea stratelor prin sonde.
In: Petroleum Engineer, nr. 7,1963.
19. Socoi S., Cristian M. Realizari in intensificarea afluxului de titei in sonde. In:
Mine, Petrol jl Gaze, nr. 4, 1975. ’’
20. Jula 0., Popescu F., Cristian M., Bassarabescu T., Stahescu V. Procedeu de pre-
parare a unui produs utilizat la acidizarea sondelor. Dosar O.S.I.M. nr. 720I9/25.VHI.1972.
21. ’McLeod H.O., McGinty J.E., Smith C.F. Alcoholic Acid Speeds Clean-Up in
Sanditones. Chemical Well Handbook. Reprinted from Petroleum Engineer Inter-
national, 1963.
22. Keeney B.R., Frost J.G. Guidelines Regarding the Use of Alcohols in Acid Sti-
mulation Fluids. In: Journal Petroleum Technology nr. 10,1975.
8. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
ПУТЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
Рассмотрим новейшие технологии, применяемые в настоящее время
для повышения эффективности операций нейтрального или кислотного
гидравлического разрыва, осуществляемых на обычных или глубоких
эксплуатационных, нагнетательных, морских и геотермальных скважи-
нах.
МНОГОКРАТНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА
Раздельное стимулирование каждого интервала в продуктивном
разрезе, вскрытом одновременно за один этап перфорации, наиболее
предпочтительно для получения максимальной продуктивности и равно-
мерной выработки всех вскрытых пластов. Селективный разрыв в самом
простом варианте проводится путем разделения интервалов и обработки
колонным пакером. Чередующаяся закачка по насосно-компрессорным
трубам растворов для стимулирования, высоковязких гелей для разры-
ва пластов и песка для расклинивания образованных трещин, представля-
ет собой наиболее простой метод селективной обработки.
Эта технология, очень эффективная для тонких пластов (до 30 м),
неэффективна при вскрытии больших толщин пласта за один этап перфо-
рации. Для эффективного гидроразрыва созданы двойные пакеры, ко-
торые устанавливаютнараэличныхрасстояниях в зависимости от интерва-
ла обработки, отделяя выше- и нижележащие перфорированные интер-
валы. При такой технологии можно раздельно обработать много перфо-
рированных интервалов, переметая оба пакера с одного интервала на
другой.
Расстояние между пакерами выбирают таким образом, чтобы тол-
щина герметизируемого интервала обеспечивала при имеющемся обору-
довании дебит закачки 0,15—0,20 м3 иа 1 м перфорации. При деформации
обсадной колонны во время перфорации и невозможности установления
пакеров в желаемом месте или при сообщении перфорированных интер-
валов по трещинам цементного камня за обсадной колонной разработана
технология многократного гидроразрыва с использованием агентов вре-
менной блокировки.
126
Агенты временной блокировки действуют после создания и раз-
вития трещины; блокирующий агент немедленно герметизирует трещину
между пластом и стволом скважины, препятствуя дальнейшему проник*
новению в нее жидкости разрыва и расклинивающего материала. Созда-
нием давления нагнетания инициируется новая трещина в другом перфо-
рированном интервале. После развития и закрепления этой трещины
в жидкость разрыва без песка снова вводится агент временной блокиров-
ки, который блокирует и ее. Процесс может быть повторен многократно.
Может применяться и в варианте кислотного гндроразрыва. В этом случае
последовательность закачкн флюидов следующая: жидкость разрыва
без песка для инициирования трещинообразования, жидкость разрыва
с песком, кислотный раствор, агент временной блокировки. Процесс
повторяется в зависимости от числа стимулируемых интервалов.
Оценка результативности различных агентов временной блокировки
показала, что агенты гранулярного типа более эффективны ло сравне-
нию с агентами волокнистого или ламеллярного типа. Эффективность
достигается за счет неоднородной грануляции блокирующего агента.
Гранулы большого диаметра блокируют трещину в зоне ее максимального
раскрытия вблизи стенок скважины, гранулы малого диаметра заполня-
ют промежутки между большими, образуя почти герметичную изолирую-
щую стенку.
Способность гранулярного материала временно блокировать трещи-
ны, микротрещины и каналы малого диаметра может проявляться только
в перфорированном продуктивном интервале. Это чрезвычайно важно
при обработке скважин с неудачным первичным цементированием или
с нарушением во время перфорации цементным кольцом. Трещины в
цементном камне или пустоты, образовавшиеся при отсутствии сцепления
цементного раствора с колонной или грунтом, могут быть закрыты бло-
кирующими агентами того же механизма действия, за счет которого гер-
метизируются трещины во время многократного гидроразрыва.
Среди применяемых агентов временной блокировки использовали
каменную соль для жидкостей разрыва на основе углеводородов и на<^ ’
лин для жидкостей разрыва на основе воды. В дальнейшем были разра-
ботаны синтетические блокирующие агенты типа полимеров, слабо раст-
воримых в воде, кислотах или нефтепродуктах, и типа солей жирных
кислот.
В жидкости разрыва иногда включают и другие присадки, как, на-
пример, агенты разрушения гелей или эмульсий, которые вступают в дей-
ствие при пластовой температуре, снижая вязкость геля до вязкости
воды или разделяя эмульсию на составляющие ее компоненты, которые
могут быть легко удалены при пуске скважины в эксплуатацию после
обработки.
Многократный гидроразрыв с агентами временной блокировки
имеет простую технологию, не требующую специального забойного и
поверхностного оборудования.
Метод имеет и оппонентов, утверждающих, что действия блокирую-
щего агента в скважине являются неконтролируемыми и при увеличении
127
давления в колонне возможен повторный гвдроразрыв ранее блокиро-
ванного интервала.
Промысловые эксперименты с использованием забойного дебнто-
мвтрв показали, что в большинстве случаев блокирующие агенты закры-
вают первоначальные трещины, способствуя раскрытию новых. Эффек-
тивные блокирующие агенты характеризуются высокой начальной ме-
ханической прочностью и способностью к медленному и полному раство-
рению в пластовых флюидах.
Таким образом, гидроразрыв с агентами временной блокировки
рекомендуется:
для скважин с неудачным первоначальным цементированием, ко-
торое не обеспечивает разобщения пластов с разными давлениями или
насыщенных флюидами различного состава;
когда состояние эксплуатационной колонны не позволяет использо-
вать пакеры в интервале перфорации;
когда одновременно вскрыто много интервалов с различными лито-
лого-физическими характеристиками;
для выравнивания профилей продуктивности и приемистости и для
увеличения продуктивности путем нейтрального или кислотного гидрав-
лического разрыва, осуществляемого в интервалах с различными филь-
трационными параметрами.
ВРЕМЕННАЯ БЛОКИРОВКА УПЛОТНЯЮЩИМИ ШАРАМИ
Принцип действия уплотняющих шаров такой же, как шаровых
вентилей. Уплотняющим элементом являются резиновые или алюми-
ниевые, покрытые нейлоном шары, которые транспортируются в сква-
жину и фиксируются в перфорационных отверстиях жидкостью раз-
рыва, проникающей преимущественно в зоны с более высокой прони-
цаемостью. При контакте уплотняющего шарика с перфорационным
отверстием в колонне возникает разность давлений, которая запрес-
совывает его в перфорационное отверстие, препятствуя поступлению
жидкости в пласт. Уплотняющий шар перекрывает перфорационное отвер-
стие до тех пор, пока давление в скважине превышает давление в про-
дуктивном пласте.
Шары вводят в жидкость разрыва после создания трещин в первом
интервале. В дальнейшем жидкость с блокирующими шарами направля-
ется в зоны с повышенной проницаемостью, блокируя перфорационные
отверстия против таких эон.
Повышая давление в колонне, разрывают следующий интервал;
поэтапная обработка продолжается по той же схеме, пока не будут созда-
ны трещины во всех перфорационных интервалах.
После окончания операции трещииообразования давление в скважи-
не снижают, и между пластом и стволом скважины возникает перепад
давления, который удаляет шары нз перфорационных отверстий. Если
пласт начинает работать при достаточно высоких дебите и давлении, то
шары подхватываются жидкостью и выносятся иа поверхность. Если сква-
128
Таблица 8.1
Характеристики шаронагнетателей "Халлибуртон"
Параметр | Модель 3 И 15 | Модель 3 В 120
Рабочее давление, МПа 105 140
Вместимость, число шаров 125 или 250 125 или 250
диаметром 15,8 мм Подача, шар/мин: ручная 60 60
эжектором 60 60
жина ие дает притока немедленно, то оии падают на забой, поскольку они
тяжелее жидкости в стволе скважины.
Для введения шаров в жидкость разрыва используют устройства
с ручным приводом или с эжектором. Например, шаронагиетатели фир-
мы “Халлибуртон” [2] имеют характеристики, приведенные ниже
(табл. 8.1).
Основной недостаток технологии селективного гидрораэрыва с уплот-
няющими шарами заключается в том, что иет уверенности в распределе-
нии шаров по всем вскрытым интервалам. Чтобы быть уверенным, что
все перфорационные отверстия принимают жидкость, необходимо пред-
варительно их деблокировать кислотной обработкой. Для надежного
уплотнения принимается, что для каждого перфорационного отверстия
необходимо 2 или 3 шара.
Технология многократного гидроразрыва с уплотняющими шарами
может применяться как при низких давлениях закачки, так и при очень
высоких (до 140 МПа) и в жидкостях с вязкостями от 1 до 5000 -
10000 мПа с. Концентрация расклинивающего материала и его качество
не влияют на эффективность уплотнения перфорационных отверстий
шарами. Уплотняющие шары имеют диаметры от 15,8 до 31,8 мм.
Для эффективного уплотнения шары должны удовлетворять опре-
деленным условиям, касающимся их диаметра и плотности, не деформи-
роваться при больших давлениях и легко освобождать перфорационные
отверстия при падении давления в стволе скважины и легко разрушать-
ся при фрезеровании.
В Румынии проведено ограниченное число операций многократного
гидроразрыва с использованием резиновых уплотняющих шаров.
ОГРАНИЧЕНИЕ ЧИСЛА ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ
Вскоре после внедрения технологии гидроразрыва с временной бло-
кировкой перфорационных отверстий уплотняющими шарами было за-
мечено, что перфорационные отверстия обладают ограниченной способ-
ностью принимать жидкость разрыва [1,4].
Установлено также, что очень большое число перфорационных отвер-
стии неблагоприятно для операций селективного гидроразрыва с уплот-
няющими шарами. Расчетным и экспериментальным путем пришли к вы-
9-271
129
Таблица 8.3
Результирующая проницаемость, полученная при пересечении
естественных и вторичных микротрещин основной трещинок,
созданной жидкостью разрыва
Расстояние между вторичными* тре- щинами, м Средняя проница- емость пласта, 10 3 мкм2 ** Расстояние между вторичными * тре- щинами, м Средняя проница- емость пласта. 10 3 мкм7 **
0,1525 9000 1,525 900
0,305 4500 3,05 450
0,61 2250
*Для вторичных или поперечных трещин со средней раскрытостью, 0,25 мм.
**Проницаемость матрицы 0,0001 мкм2.
Метод был апробирован экспериментально на скважинах, которые
блокировались выпадением песка, даже относительно мелкозернистого
(d = 0,25—0,45 мм). На этих скважинах был с успехом осуществлен
гидроразрыв с использованием расклинивания трещин крупнозернис-
тым песком (d = 0,85—2,00 мм) и с предварительной закачкой жидкости
разрыва с тонкозернистым песком (d = 0,15 мм).
Известно, что многочисленные неудачи зарегистрированы, главным
образом, при гидроразрыве иизкопроницаемых отложений (к = 0,00001 —
0,0001 мкм2), вследствие отложений песка в трещине сразу же после
начала ее развития, что не может быть объяснено потерями жидкости
разрыва за счет фильтрации в матрицу (табл- 8.2).
При больших потерях жидкости разрыва пришли к заключений,
что они обусловлены ее* проникновением в естественные трещины или
вторичные микротрещины, в результате чего создаются условия, когда
расклинивающий материал не может транспортироваться благодаря
потерям жидкости разрыва, почти равным дебиту нагнетания (табл.
8.3).
Антифильтрационные агенты, используемые в настоящее время,
оказались неспособными предопределить потерю жидкости разрыва
в боковые трещины, в то время как тонкозернистый песок может коль-
матировать их в процессе трещинообразования, сохранять их раскрытость
и сообщаемого с основной трещиной, обеспечивая достаточную прово-
димость. Этим объясняются хорошие результаты, полученные после
таких операций.
Более глубокого проникновения леска в основные трещины н увели-
чения вторичных поверхностей дренажа за счет боковых трещин, за-
полненных расклинивающим материалом очень мелкой грануляции,
достигают при двухфракционном методе.
Установлено, что использование при гидроразрыве тонкозернистого
песка = 0,15 мм) приводит к улучшению продуктивности скважин,
поскольку:
песок действует как антифильтрационный агент, однако без блоки-
ровки продуктивных отложений (матрицы);
132
он обладает расклинивающим действием на трещины и боковые
микротрещины, обусловливая достаточную проводимость;
возможный излишек песка, не участвующий в снижении фильтруе-
мости жидкости разрыва, транспортируется до конца основной трещины,
обеспечивая приемлемую проводимость до максимального радиуса раз-
вития трещины.
При промысловом применении изложенной технологии рекоменду-
ют такую последовательность.
При нейтральном гидроразрыве.
1. Закачивают жидкость разрыва без песка для инициирования тре-
щины и получения минимального ее раскрытия.
2. Нагнетают такой же объем жидкости разрыва, содержащий 120—
240 кг/м3 тонкозернистого леска (d ~ 0,15 мм).
3. Нагнетают объем жидкости разрыва без песка, равный половине
объема жидкости, закачанной ранее с песком (минимум 8 м3).
4. Вводят песок (d = 0,15 мм) объемом до 360—480 кг/м3 в объ-
еме жидкости разрыва, эквивалентного объемам, указанным в пунк-
тах 1 или 2.
5. Повторяют третий этап с жидкостью разрыва без песка.
6. Закачивают жидкость разрыва с постепенным вводом расклинива-
ющего материала (d = 0,5-0,75 мм или d = 0,75—1,5 мм) обычно с воз-
растающим содержанием от 110 до 600 кг/м3.
7. Закачивают жидкость разрыва без песка при пониженном дебите
(рекомендуется применение жидкости разрыва с быстрым разрушением
в призабойной зоне скважины).
8. Пускают скважину в эксплуатацию как можно быстрее после окон-
чания операции.
Общая масса песка с тонкой грануляцией (0,15 мм) при этой тех-
нологии составляет около 25 % от общей массы расклинивающего мате-
риала с нормальной зернистостью (0,5-1,5 мм).
При кислотном гидроразрыве.
1. Закачивают кислоту, объем которой пропорционален перфориро-
ванному интервалу, для очистки и раскрытия перфорационных отверс-
тий.
2. Закачивается объем кислотной жидкости, эквивалентный объему
нейтральной жидкости разрыва, для инициирования трещин расчетных
размеров.
3. Нагнетают кислотную жидкость разрыва (кислотная эмульсия,
кислотный гель) в объеме, равном половине объема жидкости, опреде-
ленном в пункте 1, с содержанием 120—360 кг/м3 кварцевого песка
(d- 0,15 мм).
4. Закачивают кислоту в объеме, равном сумме объемов, определен-
ных в пунктах 1 и 2, или одной четверти от объема кислотного раствора,
предусмотренного в программе. Этот раствор может быть составлен
из 28%-ной НО комплексного раствора 15%-н^й кислоты или кислотной
эмульсии.
5. Повторяют третий этап с жидкостью разрыва и тонкозернистым
леском.
133
6. Повторяют четвертый этап с тем же объемом кислоты.
7. Повторяют попеременно третий и четвертый этапы четыре или
пять раэ до тех пор, лоха не будет закачано все количество кислотного
раствора, предусмотренного в программе.
8. Закачивают жидкость для продавхи неотработавшей кислоты.
Такой жидкостью может быть соленая вода, вода с конденсат
или дизельное топливо, метанол, растворитель. Скважину вновь пускают
в эксплуатацию без паузы на реакцию.
Из краткого представления технологии двухфракционного гидрораэ-
рыва можно сделать следующие выводы.
1. Наличие трещин или вторичных микротрещин снижает эффек-
тивность нейтрального или кислотного гидрораэрыва.
2. Все методы, которые могут снижать потери жидкости разрыва
или кислоты за счет боковой (латеральной) фильтрации, улучшают эф-
фективность обработки.
3. Наличие трещин во время операции в отложениях твердых плотных
известняков с низкой проницаемостью повышает эффективность нейт-
рального или кислотного гидрораэрыва.
4. Продуктивность скважины возрастает после операции нейтраль-
ного или кислотного гидрораэрыва, если:
а) используют тонкозернистый лесок (d * 0,15 мм) для предотвра-
щения потерь жидкости за счет фильтрации н хорошей проводимости
боковых (латеральных) трещин и вторичных микротрещин;
б) применяют большие концентрации расклинивающего материала
в жидкости разрыва;
в) добавляют в кислотные растворы и жидкости разрыва ПАВ для
более легкого удаления из пласта работах жидкостей;
г) скважины вводят в эксплуатацию сразу же после обработки.
5. Необходимо использовать жидкость разрыва с наибольшей вяз-
костью.
6. Применяют тонкозернистый песок, особенно при кислотном раз-
рыве твердых известняков.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Murphy W.B., Juch A.M. Pin Point Sand Fracturing Method of Simultaneous inj-
ection into Selected Sands. In: Joum. Petr. Tech, nov., I960, 21-24.
2. *** Halliburton Services Sales and Service Catalog-Number, Jy, pg. 3260.
3. Dovell-Schlumberger Fracturation Hydraulique des formations, november,
1978.
4. Lagrone K.W., Rassmunsen J.M, A new Development in Completions Methods -
The Limited Entry Technique. In: Joum. Petr. Tech. July 1963. 693-702.
9. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
ОБЫЧНОЙ ГЛУБИНЫ
К скважинам обычной глубины условно относят скважины с глуби ‘
нами до 3500 м. В эту категорию входит большинство эксплуатационных
или нагнетательных скважин, пробуренных для эксплуатации нефтяных,
газовых н газоконденсатных месторождений или для применения про*
цессов по увеличению коэффициента извлечения вторичными или тре*
тичными методами. Кислотные обработки или гидроразрыв таких сква-
жин обусловлен, в основном, литологией пласта-колпектора, пластовой
температурой и назначением скважин, кроме того, принимают во внима-
ние и информацию, касающуюся пластовой энергии, истории разработки
или конструкции скважин.
Приведем детальный анализ влияния литологического состава, струк-
турных и текстурных особенностей пород на проектирование операций
по повышению продуктивности и приемистости скважин.
ВЛИЯНИЕ ЛИТОЛОГИИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ
ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Самым важным критерием, лежащим в основе проектирования
операций по стимулированию, является литологический состав и физи-
ческие параметры отложений, Подлежащих обработке. Поэтому все
крупные обслуживающие фирмы ("Халлибуртон”, ’’Довелл”, ”Б.И. Хью-
гес”, ’’Ньюско”, ’’Вестерн Компани”) исследуют в лабораторных условиях
керны или боковые пробы, отобранные из пласта, в которых предпо-
лагается обработка, в контакте с рекомендуемыми для стимулирования
растворами. Помимо определения минералого-петрофизического соста*
ва. характера и состава цемента, строения глинистых минералов, порис-
тости и эффективной проницаемости, породы испытывают на раствори*
мость в кислотых, изучают продукты реакции, образовавшиеся при взаи*
модействни породы с рабочими растворами, исследуют влияние активных
и отработанных рабочих растворов и газов, выделяющихся из них, на про-
ницаемость отложений, и выбирают наиболее результативные прнсадкн.
Определяют также механические характеристики пород в стандарт-
ных н пластовых условиях (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, проч-
ность на разрушение, угол внутреннего трения и тд.). Затем исследуют
совместимость пластовых флюидов с рабочими растворами (нераствори-
мые осадки солей, образование кислотных гудронов, образование пря-
мых или инертных эмульсий, набухание и нарушение связанности гли-
нистых минералов и т.д.).
Только после получения этих данных приступают к проектированию
собственно операции по стимулированию: выбирают технологию работ,
необходимые объемы рабочей жидкости, давления н дебнты закачки,
тип грануляции н количество расклинивающего материала, необходимую
гидравлическую мощность, а также рассчитывают увеличение коэффици-
ента продуктивности или приемистости в различных вариантах обработки
с учетом экономической эффективности.
135
Для выбора оптимального варианта используют комплексные прог-
раммы, реализуемые на калькуляторах. Что касается разработки прог-
раммы стимулирования эксплуатационных или нагнетательных скважин
в Румынии, часть из отмеченных исследований выполняют в обычном
порядке с тем отличием, что не всегда имеется аппаратура для модели-
рования параметров месторождения в динамических условиях и некото-
рые анализы могут быть проведены только на скважинах, являющихся
представительными для структуры и изучаемой продуктивной части.
Для систематизации и оптимизации операций по увеличению про-
дуктивности и приемистости породы-коллекторы нефтяных месторож-
дений были разделены на две большие группы: карбонатные и грану-
лярные. В каждой группе выделили подгруппы, для которых особенности
обработки обусловлены не только рекомендациями, характерными
для основной группы, но и влиянием второстепенных минералов, содер-
жащихся в породе.
КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
К карбонатным или известняковым породам относят все типы пород,
состоящие из бикарбоната кальция как базового минерала. В доломитах
кальций замещен двухвалентным магнием. Помимо карбонатных ми-
нералов в отложениях известняка встречаются и обломочные породы,
представленные кварцем, глинистыми или аутигенными минералами:
халцедоном, гипсом, ангидритом, пиритом, полевым шпатом и т.д. Из-
вестняки в чистом виде встречаются очень редко. В основном они смеша-
ны в различных соотношениях с другими веществами, такими как доло-
мит, глины, мергели, окислы железа, карбонаты железа и т.д. По содер-
жанию сопутствующих посторонних веществ известняки могут подраз-
деляться на:
доломитовые, переходные от чистого известняка к доломитам, когда
карбонат кальция замещается карбонатом магния;
глинистые или мергелистые, переходные от известняка к мергелям
или глинам;
песчанистые, переходные от чистых известняков к известковым
песчаникам;
глауконитовые, переходные от известняков к известковым глауко-
нитовым песчаникам.
Известковые породы имеют структуры следующих типов: макро-
кристаллическую, гранулярную, сахарную, оолитовую, пелитоморф-
ную и т.д.
Текстура карбонатных пород делится на три основных типа: плот-
ную, пористую н кавернозную.
Согласно описанному, приведем классификацию карбонатных пород
основных месторождений Румынии, сгруппированных с точки зрения
операции по стимулированию.
а. Скрытокристаллические трещиноватые, органогенные,
диагеиеэиые трещиноватые и кавернозные известняки
Возраст: нижнемеловой (неокомский подотдел).
Продуктивные структуры: Петрешть — Корбин Марь, Титу, Сер-
дану, Врынковяну, Опришенещть, Талпа, Чурешть, Норд, Бача, Чурешть
Суд, Бырла-Кэлдэрару, Туфень, Сурдулешть, Думбрава Норд, Броштень
и т.д.
б. Доломитовые известняки, доломиты и доломитовые
песчаники
Возраст: средний триас, девон.
Продуктивные структуры: Брэдешть, Мелинешть, Опорелу, Бнбешть,
Чиешть.
в. Песчанистые, псевдоолитовые, мергелистые
известняки и мергелистые песчаники
Возраст: верхнемеловой (альбскйй ярус).
Продуктивные структуры: Хырлешть, Чиолэнешть, Калиндеру, Рыка,
Бырла, Главачиок, Думбрэвень, Штефан Чел Маре, Вишина, Вултуре-
анка, Дрэгиняса.
г. Глауконитовые, известковые песчаники
и песчанистые известняки
Возраст: верхнемеловой (альбскйй ярус).
Продуктивные структуры: Глоговяну, Вултурянка, Падина, Жугу-
ряну.
Представленная классификация сугубо ориентировочная. Практика
стимулирования скважин показала, что программы обработки составляют
на основании анализа геолого*физических и продуктивных харак-
теристик каждой отдельной скважины. Поэтому здесь не приводятся
конкретные программы стимулирования, так как разработка типовых
программ может не только не принести пользы, но и привести к негатив-
ным результатам.
В принципе, если в литологическом составе пород преобладает кар-
бонат кальция (более 65 %), рекомендуется использовать растворы
соляной кислоты с повышенной концентрацией для кислотной обработки
или кислотного гидроразрыва. Кислотную обработку матрицы применя-
ют в органогенных, массивных нетрещиноватых известняках, но с вы-
сокой пористостью матрицы. Кислотный гидроразрыв рекомендуется
в микротрещиноватых или трещиноватых известняках или- доломитах с
низкими пористостью и проницаемостью матрицы.
Если в минералогическом составе пород карбонат кальция частично
137
или полностью замещен карбонатом магния, то в состав кислотного
раствора вводят органические кислоты (муравьиная, уксусная) для
улучшения способности растворять доломит одновременно с увеличением
дальности проникновения кислотного раствора в пласт до его отработки
и исключают, независимо от применяемой технологии, плавиковую кис*
лоту для предотвращения блокировки пласта продуктами реакции.
Наличие лимонита или гематита требует увеличения содержания
уксусной кислоты или других стабилизаторов раствора: лимонной, мо-
лочной, яитрилотрехуксусной кислот или нх смесей с уксусной кислотой,
большого содержания неиоиогенных ПАВ для удержания в суспензии
продуктов реакции к снижения поверхностного натяжения для более
легкого удаления из пласта отработавшего кислотного раствора.
Для предотвращения блокировки пласта продуктами реакции не
рекомендуется проводить деблокирующие обработки с глннокисло*
той (НС1 12 % + HF 3 %). Более предпочтителен кислотный гндроразрыв
с комплексным раствором соляной кислоты. Такая технология имеет
преимущество н с экономической точки зрения, поскольку плавиковая
кислота - дорогостоящий и дефицитный продукт. Кроме того, кислот-
ный гидроразрыв приводит к непосредственному увеличению продуктив-
ности скважины и отпадает необходимость в предварительных операциях
по деблокированию.
В мергелистых или глинистых карбонатных коллекторах более эф*
фективеи нейтральный гидроразрыв с использованием песка в качестве
расклинивающего материала, так как при кислотном гидроразрыве
растворение матрицы высвобождает тонкие мергелистые или глинистые
частицы, которые могут блокировать продуктивные отложения, снижая
эффективность операции.
В ’’чистых” известняках или доломитах рекомендуют применять
технологию кислотного гидрораэрыва. Раствор кнслоты или кислотной
эмульсии закачивают в объеме 3,5—4 ма на 1 м перфорации при макси*
мальио возможных дебитах для получения хорошо выраженного рель-
ефа растворения и для образования путей фильтрации с максимальной
проницаемостью, которые будут сохраняться открытыми за счет само*
расклинивания.
В трещиноватых известняках или доломитах, микротрещины ко*
торых заполнены кальцитом вследствие процессов диагенеза, можно
достигнуть значительного увеличения продуктивности (н особенно при-
емистости), закачивая большие объемы 3—$%*иого раствора. Такие
кислотные растворы, закачиваемые при давлении, немного превышаю*
щем пластовое, будут постепенно раскрывать микротрещины и растворять
кальций, успевая благодаря большим объемам закачки устанавливать
связь скважины с системой значительно удаленных естественных трещин,
слабо затронутых вторичными отложениями кальцита.
Выявлено, что структура н текстура пород влияют также на выбор
технологии работ и определение состава рабочих растворов.
Наличие микротрещии, трещин, пустот или каверн способствует
проникновению буровой жидкости на большой радиус вокруг ствола
138
Тадлица 9.1
X арактермстики нейтральной эмульсин, состоящей иэ раствора СаС1 (80 %)
а нефти (20 %) 3
Плотность раствора, CaCl 2. т/мэ Количество СаС! , не- обходимое для I3 м3 раствора, кг Плотность эмульсии, Вязкость эм у ль сяи, мПа с
1,2 300 1,13 164
1,25 385 1,17 166
1,30 470 1.21 172
1,35 550 1,2$ 191
скважины. Соответственно, объем кислотного раствора должен быть уве-
личен в 2-3 раза по сравнению с объемом, необходимым для плотных
и однородных пород. Также вскрытие одним из перфорированных ин-
тервалов свиты трещиноватых и плотных пород требует либо применения
агентов временной блокировки, либо кислотных растворов или кис-
лотных или нейтральных эмульсий с контрастной плотностью, для того
чтобы часть рабочих жидкостей направить в плотные пропластки, которые
в противном случае остались бы необработанными, так как трещиноватые
интервалы с высокой проницаемостью поглощают все количество зака-
чиваемой рабочей жидкости.
Возможности направления рабочих растворов к интересующим эонам
легко выявляются путем применения рабочих жидкостей с контрастной
плотностью. Помимо случая, описанного выше, стимулирующие растворы
с контрастной плотностью могут оказаться очень эффективными тогда,
когда контакты нефть-вода и газ-нефть находятся в непосредствеииой
близости от интервала перфорации, скважниы уже работают с высоким
содержанием примесей или когда операция повторяется в интервале,
где ранее применялся тот же способ стимулирования.
Например, для предотвращения проникновения кислотного раствора
или кислотной эмульсии в нижнюю часть эоны, расположенной в непосред-
ственной близости от контакта вода-нефть, рекомендуется использовать
две эмульсии с различными характеристиками: нейтральную с высокой
вязкостью и плотностью и кислотную с небольшой вязкостью и плот-
ностью. Контраст плотностей достигается при использовании в нейтраль-
ной эмульсии раствора хлористого кальция, а контраст вязкости - изме-
нением соотношения внутренней и внешней фаз и изменением качеств
нефти или нефтепродуктов, применяемых при приготовлении эмульсии
(табл. 9.1).
Так, кислотная эмульсия (70 % раствора 20%-ной НС1, 29 % нефти
Чиурешп и 1 % эмульгатора) имеет при температуре 50 °C вязкость
48 мПа • с, в то время как нейтральная эмульсии- (80 % раствора СаС1
и 18 % нефти Жугуряну и 2 % эмульгатора) имеет вязкость 191 мПа • с.
Необходимо иметь в виду, что благодаря разности плотностей между
нефтью н раствором хлористого кальция устойчивость во времени эмуль-
сии с большой плотностью снижается почти в 3 раэа но сравнению с нейт-
ральной эмульсией, приготовленной с соленой Водой: от 24 ч при 50 °C
139
для эмульсии с соленой водой (р = 1090 кг/м3) до 8 ч для эмульсин
сСаС12 (р= 1350кг/м3). 0
Для повышения устойчивости эмульсий с большой плотностью раз-
ницу плотностей раствора хлористого кальция и нефти можно уменьшить
добавлением к нефти четыреххлористого углеводорода (ргг. —
= 1595 кг/м3).
Для выравнивания плотностей кислотных или нейтральных эмуль-
сий в гидрокарбонатную фазу прибавляется четыреххлорнстый углерод.
Необходимое количество четыреххлорнстого углерода для получе-
ния желаемой плотности нефтяной фазы определяют исходя из соот-
ношения
У = х (р2Р3-Р2Р2)1(Р2Р2 -₽,Р3).
где х - количество нефтепродукта, кг; у — количество четыреххло-
рнстого углерода, кг; р , р — плотности нефтепродукта, четырех-
хлористого углерода (15^5 кг/м33); 15 %-ного раствора НС1 (1075 кг/м3)
соответственно, кг/м3.
Следует отметить, что такая технология может применяться как при
кислотном гидроразрыве, так н при кислотных обработках.
Для стимулирующих жидкостей с нормальными плотностями конт-
расты плотностей могут создаваться аэрированием нли газированием
азотом рабочих растворов или их вспениванием, уменьшающим плотность
рабочей жидкости вдвое. Такие флюиды можно использовать дня вырав-
нивания профилей продуктивности или приемистости в скважинах, вскры-
вающих одновременно пласты с различными давлениями, особенно если
они ниже гидростатического.
Наиболее эффективным при стимулировании карбонатных коллекто-
ров оказалось использование растворов соляной кислоты повышенной
концентрации.
Обработка растворами соляной кислоты с повышенной концентрацией
Лабораторные н промысловые исследования показали, что исполь-
зование соляной кислоты с концентрацией, превышающей 15 %, значи-
тельно увеличивает эффективность операций по стимулированию в кар-
бонатных породах. Например, скорость реакции 28 %-ного раствора соля-
ной кислоты в два—пять раз меньше благодаря образованию все возрас-
тающих количеств хлористого кальция н двуокиси углерода. Это способ-
ствует тому, что, с одной стороны, глубина проникновения кислотного
раствора в породу увеличивается в два—пять ряз, и с другой — повышает-
ся его способность удерживать в суспензии продукты реакции. Кроме
того, 28%-ный раствор НО растворяет большое количество карбоната
кальция, значительно повышая эффективную проницаемость матрицы
или проводимость трещин.
Установлено, что двуокись углерода, выделяющаяся во время ре-
акции кислоты с породой (его выделяется в два раза больше, чем при
140
Таблица 9.2
Влияние содержания кнслоты в растворе на проводимость трещин
Содержание кислоты, % Проводимость (мкм? м) трещин в зависи- мости от их раскрытия (мм)
1,15 1 1
3,75 0,005 0,04 0,6
7,5 0,04 0,3 4,7
15 0,3 2,4 37
28 2,4 19 300
реакции НС1 15 % с той же породой), снижает скорость реакции, содей-
ствуя более легкому выносу продуктов реакции при освоении сква-
жины, и уменьшает вязкость нефти.
Растворение больших количеств СаСО3 ведет к образованию по-
вышенного количества СаС12, присутствие которого в отработанном
кислотном растворе увеличивает его способность удерживать во взвешен-
ном состоянии частицы, отделившиеся от пласта во время кислотной
обработки.
Для получения более высокой эффективности, чем при кислотной
обработке 28%-ным раствором НС1, рекомендуют проводить кислот-
ный гидроразрыв пласта. Большие дебиты закачки и давления нагнета-
ния, превышающие давления разрыва пласта, способствуют более глу-
бокому проникновению кислоты в пласт и выравниванию профиля про-
дуктивности скважины. Рекомендация по применению технологии гид-
роразрыва базируется на результатах лабораторных исследований, вы-
явивших положительные влияния раскрытости трещин и концентрации
кислоты на проводимость образованных трещин и особенно на увели-
чение продуктивности скважин (табл. 9.2).
При увеличении проводимости в 12,5 раза дебит скважины возраста-
ет с 0,219 10"3 до 2,05 . 10-3 м3/с, т.е. в 9,4 раза. Прн возрастании
содержания кислоты с 15 до 28 % проводимость трещины увеличивается
в 8 раз.
Необходимо отметить,’ что кислотные обработки раствором 28%-ной
НС1 могут приводить к следующим осложнениям, если не принимать
соответствующие меры.
1. Очень высокая скорость коррозии в отсутствие соответствующих
ингибиторов может приводить к авариям на скважине в результате раз-
рыва насосно-компрессорных труб. Например, во время кислотной об-
работки при температуре 90 °C колонна 73-мм насосно-компрессорных
труб может потерять около 27 % своего веса.
Для борьбы с коррозией в этом случае в институте ИЧППГ — Кым-
пина синтезированы ингибиторы коррозии, эффективные в растворах
НС1 повышенной концентрации (поскольку не все ингибиторы корро-
зии, эффективные для раствора 15%-ной НС1, приемлемы и для раст-
вора 28%-ной НС1), и разработана серия синергических составов для
зашиты материала труб (табл. 9.3).
141
Таблица 9,3
Скорость коррозии при использовании ингибиторов типа АКОР
в растворе 28%-ной НС1 на образцах стали J -55
Ингибитор Содержание, % Скорость коррозии температуре, г/ (м1 г) при °C
65** | 90**
Без ингибитора АКОР-42 1 1500 4600
снзо 1 3,2 18,7
АКОР Н снзо 0,3 1 3 17,6
АКОР-22 0,3
CHjO 0,3 з,з 19,07
АКОР-22 СН о 0,3 1 2.5 15,3
CuSO4 0,1
* Эффективность ингибирования 99,9 %.
**Эффективность ингибирования от 99,6 до 99,9 %.
2. Образование кислотных гудронов при контакте 28%-ного раст-
вора НС1 с некоторыми нефтями в пласте.
Для предотвращения образования кислотных гудронов в лаборатор-
ных условиях предварительно испытывают совместимость раствора
28%-ной НС1 с нефтью из месторождения, подлежащего обработке. Ког-
да предупреждение образования кислотных гудронов с помощью не-
ионогенных ПАВ неэффективно, используют 15 %-ный раствор НС1.
3. Возможная несовместимость раствора 28%-ной НС1 и некоторых
присадок (анионные или катионные ПАВ, ингибиторы коррозии, агенты
временной блокировки н т.д.).
Во избежание блокировки обрабатываемого пласта продуктами
реакции присадок и концентрированного раствора соляной кислоты
необходимо предварительно в лабораторных условиях опробовать их
совместимость при комнатной и при пластовой температурах с образ-
цами керна и без них.
Для стимулирования выработанных карбонатных коллекторов ре-
комендуют применять кислотные пены, получаемые при прибавлении
к кислотному раствору вспенивающего агента, которые закачиваются
одновременно с воздухом, попутным газом или азотом в специальное
устройство, создающее газированный кислотный раствор с небольшой
плотностью (400-700 кг/м2 3). Кислотная пена обладает низкой скоростью
реакции и мощным действием по очистке пласта от продуктов реакции,
удаляемых одновременно с газовой фазой при открытии скважины после
обработки.
142
гранулярные коллекторы
Гранулярные коллекторы, представленные песчаниками и песками,
характеризуются сильной изменчивостью минералогического состава
и степени консолидации. В зависимости от характера цемента песчаники
бывают: кремнистые, известковые, доломитовые, мергелистые, глинис-
тые, глауконитовые, кварцевожелезистые и тд. С петрографической точ-
ки зрения по характеру составляющих обломков песчаники подразделя-
ются на кварцитовые, полевошпатовые (псаммитовые), слюдистые и т.д.
Относительно чистые песчаники, состоящие, из зерен кварца, сцементи-
рованных кремнием, называются кварцитовыми. Песчаники, состоящие
также из зерен кварца, ио сцементированных карбонатным минералом
(кальцитом, доломитом, арагонитом), называются известковыми. Поми-
мо первичных песчаники содержат и побочные минералы, такие как
цирконий, турмалин, глауконит или минералы, представленные пиритом,
полевым шпатом, доломитом и т.д.
Исходя из этих характеристик, гранулярные коллекторы в Румынии
подразделены (с точки зрения операции по стимулированию) на следую-
щие основные группы.
Кремнистые песчаники
Они представлены песчаниками с кремнистым цементом, плотными,
твердыми, xopolno сцементированными, затронутыми системой трещин
и микротрещин с различной степенью развития, составляющими пермо-
триасовые, юрские и олигоцеиовые коллекторы на структурах: Бибешть,
Булбучень, Стоеница, Выртежу (пермотриас); Брэдешть, Коистантинешть,
Бибешть, Выртежу (триас); Янку-Жану, Фэурешть, Спинень, Опорелу,
Митрофань, Шимиик-Герчешть, Кырча-Малу Маре (доггер); Земеш.
Фоале, Тазлэу, Килнй Вест, Тасбуга, Дофтяна, Гелинца, Рунку-Буштенарь,
Сурань Кэрбунешть и т.д. (олигоцен).
Известковые песчаники
Они представлены песчаниками с известковым цементом, в основ-
ном, твердыми, плотными, пронизанными неправильной н неравномер-
ной системой трещин и микротрещин, составляющими коллекторы эоце-
новых месторождений, расположенных в Таркэу (Комэиешть), и мио-
плноценовых месторождений на структурах Болдешть, Морень-Пискурь,
Филипешть, Байкой, Гура Окницей, Кобя, Колибашь, Былтень, Цык-
лень, Бэвень и т.д.
Мергелисто-глинистые песчаники
Представлены песчаниками с мергелисто-глинистым или смешанным
цементом, в основном, плотными и нетрещиноватыми, составляющими
коллекторы миоплиоценовых месторождений в Молдове, Мунтении и
143
Олтении на структурах Кымпень, Тецкань, Сурань-Кэрбунешть, Берка,
Тэтару, Кымпина-Дрэгэняса, Дрэгэешть, Ваца, Меришань, Богаць, Бус*
тукинь, Колибашь и тд.
Краткое описание продуктивных структур, коллекторы которых
приурочены к песчаникам, показывает, что эта категория пород харак-
теризуется сильной литологической изменчивостью. Следовательно,
и обработки по стимулированию более разнообразны, чем для известня-
ков, сложнее стимулирующие растворы с технология работ и более ши-
рок диапазон продуктов и присадок. Например, при обработке слабосце-
ментированного песчаника с глинистым или смешанным цементом кон-
центрацию кислоты и поверхностное натяжение кислотного раствора
снижают прибавлением ПАВ и степень защиты глин увеличивают за счет
введения в рабочий раствор электролитов (КС1, NH4C1, Na^CO , CaCl^)
и катионных ПАВ. Для удержания в суспензии тонких частиц, отделив-
шихся от пласта, и для более легкой очистки отложений после обработки
вводится послепромывочная фаза с растворителем типа метилцеллюло-
за, бутилцеллюпоза или этиленглнкольмонобутиловый эфир.
Для пород с повышенным содержанием глинистых минералов и
низкой проницаемостью рекомендуют применять спиртокислотные раст-
воры, которые способствуют легкому проникновению кислотного раст-
вора в пласт н быстрому извлечению отработанного кислотного раствора,
благодаря низким межфазным натяжениям и особенно вследствие того,
что в отличие от ПАВ метиловый спирт не адсорбируется на породе и
поверхностное натяжение кислотного раствора после его прохождения
по породам с высоким содержанием глин остается неизменным. Кроме
того, спиртовые кислотные растворы способствуют устранению блокиров-
ки капилляров водой за счет снижения поверхностных натяжений и уве-
личения упругости паров отработанного кислотного раствора.
При наличии глинистых минералов содержание замедлителей реакции
увеличивается пропорционально радиусу зоны предполагаемого проник-
новения кислотного раствора в пласт н в зависимости от пластовой тем-
пературы. Это обусловливается механизмом действия замедлителя ре-
акции (сильная адсорбция на породе с формированием защитной плен-
ки, саморазрушающейся во времени и при росте температур).
Кислотные обработки кварцитовых песчаников проводятся комп-
лексными растворами, в которых содержание HF (от 5 до 2 %) изме-
няется в зависимости от температуры. При температурах более 90 °C
концентрация HF снижается, поскольку быстрое расходование кислоты
может вызвать осаждение гелей кремния, отрицательно влияющих на
эффективность операции.
Наличие лимонита и гематита Fe2O3 в породе или цементе требует
увеличения содержания уксусной кислоты, а при пластовой температу-
ре, превышающей 60 °C, и других присадок, предупреждающих выпадение
соединений железа (молочная, лимонная, нитрилотрехуксусная кислоты
или их смеси).
Если песчаники кроме окислов железа содержат и карбонаты типа
FeCO3 и Ca(FeMgMnXCO3)2 или сульфиды типа пирита или марказита
144
FeS2 то для предупреждения образования осадков комплексированием
железа, высвобождаемого при реакции между соляной н плавиковой
кислотами, необходимы дополнительные меры. Положение осложняется,
когда в породе присутствует хлорит, в состав которого входят SiO -
30,29 %; Al О - 16,5 %; Fe^ - 6,2 %; FeO - 5,14 %; MgO - 28,65 %
н H2O — 12,7 %. В отличие от карбонатов н сульфидов, осаждение про-
дуктов реакции которых может быть предотвращено с помощью после-
промывочных, буферных растворов, в случае хлорита железа, алюминия
и магния, находящихся в значительных количествах рядом с двуокисью
кремния, они могут образовывать коллоидные комплексы с двуокисью
кремния или за счет высвобождения трехвалентного железа с гидро-
окисью железа Fe(OH)3, которые при осаждении могут блокировать
продуктивные отложения. В таких случаях закачивают дополнительный
объем 10— 15%ной НС1 после НС1 + HF и прибавляют большие количест-
ва неионогенных ПАВ н триэтаноламина.
Для удовлетворения экономических критериев, поскольку плавико-
вая кислота относится к дорогостоящим и дефицитным продуктам,
рекомендуется объем рабочей жидкости на базе HF и НС1 выбирать
по принципу минимаксимума (используя минимальное количество
раствора, соответствующего типу и глубине блокировки, для получе-
ния максимального эффекта). Лабораторные исследования [3] пока-
зали, что за исключением случая очень большого радиуса блокировки
пласта нет необходимости применять большие объемы кислотного раст-
вора.
Особое внимание должно уделяться обработкам, проводимым в
песчаниках и песках с низким содержанием кварца и в скважинах с очень
высокой забойной температурой. Кислотные обработки в таких случаях
со стандартными составами могут привести даже к значительному сни-
жению проницаемости в результате осаждения двуокиси, кремния. Хо-
рошие результаты прн этом могут дать снижение концентрации плави-
ковой кислоты и введение допромывочиых н послепромывочных раст-
воров.
Для повышения эффективности кислотных обработок песчаников
важно знать, что радиус зоны, для которой обработка с НС1 + HF дей-
ственна, изменяется от 25 до 35 см. Применение больших объемов кис-
лотного раствора не увеличит этот радиус и практически не скажется
на проницаемости, одиако в значительной мере уменьшит степень сце-
ментированности коллектора, что приведет к отрицательным эффектам
прн пуске скважины в эксплуатацию.
На основе исследований, проведенных с алюмосиликатными мине-
ралами (глины и полевые шпаты), установлено, что плавиковая кислота,
в отличие от соляной, равномерно воздействует на структуру глины,
растворяя как двуокись кремния, так и алюминий [7]. На поздней ста-
дии реакции продолжается растворение алюминия, в то время как крем-
ний осаждается из раствора в виде коллоидного кремния [ Si(OH) х
х лН2О], что ограничивает успешность кислотных обработок глинистых
песчаников.
145
10-271
Для предупреждения отложения кремния и повышения коэффи-
циента успешности кислотных обработок глинистых песчаников необ-
ходимо закачивать послепромывочную жидкость специального состава
и пускать скважины в эксплуатацию без паузы на реакцию. Для этих
целей рекомендуются жидкости, составленные из дизельного топлива,
азота, раствора 10%-ной НС1 или 3%-ного раствора хлористого алюминия
для вытеснения отработанного кислотного раствора из призабойной
зоны скважины. Таким образом, кремний будет осаждаться на большом
удалении от ствола скважины, что незначительно скажется на фильтра-
ционной способности пласта.
Растворы НС1 илн NH С1 в качестве послепромывочных жидкостей
эффективнее нефтепродуктов, так как помимо вытеснения отработанно-
го-кислотного раствора из призабойной эоны скважины они способствуют
его разбавлению, что снижает вероятность осаждения кремния. Исполь-
зование дизельного топлива или азота необходимо в низкопроницаемых
песчаниках, которые требуют восстановления нефте- или газонасыщеннос-
ти в призабойной зоне скважины для увеличения эффективной фазовой
проницаемости отложений, способствуя быстрой очистке пласта после
обработки. Использование азота рекомендуется для скважин с низкими
давлениями, а также для быстрого извлечения больших объемов жид-
кости после обработки. В таких случаях необходим возможно быст-
рый пуск скважины в эксплуатацию. Например, если при обычных плас-
товых температурах пуск скважины в эксплуатацию после обработки
может задерживаться на 1-2 ч, то при температурах, более 65 °C, это
время не должно превышать 30 мин. Когда невозможен немедленный
пуск, рекомендуют применять как можно большие объемы продавочной
жидкости для вытеснения отработанного кислотного раствора как мож-
но дальше от ствола скважины.
Особое внимание должно быть обращено на составы рабочих раст-
воров для стимулирования скважин с высокими температурами (более
90 °C), так как при таких температурах скорость реакции кислот с по-
родой очень велика и, следовательно, происходит быстрая отработка
плавиковой кислоты. Благодаря большой скорости реакции практически
невозможно пустить в эксплуатацию скважину до осаждения алюминия,
железа и кремния, и иногда даже использование больших объемом про-
давочной жидкости не может обеспечить оттеснения продуктов реакции
на значительное расстояние от ствола скважины за приемлемое время.
В этих случаях рекомендуется снижать концентрацию плавиковой
кислоты для предотвращения отложений кремния за счет сокращения
скорости растворения, а следовательно, н скорости отложения кремния.
Структура и текстура пород непосредственно влияют на выбор тех-
нологии работы и состав рабочих жидкостей. Наличие трещин и микро-
трещин приводит к проникновению бурового раствора в пласт на боль-
шую глубину. В связи с этим при освоении скважин, вскрывающих
трещиноватые песчаники, помимо кислотных ванн с концентрированной
или сверхконцентрированной глинокислотой используются гораздо
большие объемы по сравнению с объемами, применяемыми для плотной
н однородной гранулярной породы-
146
Если песчаники обладают плотной текстурой, то они очень ЛйГКО
блокируются во время бурения или перфорации фильтратом бурового
раствора и цементной пасты, а также твердыми частицами из этих флюм*
дов. В результате при освоении таких плотных, низкопроницаемых кол*
лекторов не получают притока (приемистости) жидкости. Такое поло*
жение заставляет создавать специальные составы рабочих жидкостей,
увеличивая содержание HF (если позволяет пластовая температура)
в глинокислоте и повторно обрабатывать матрицы спиртовыми кис-
лотными н мицеллярными растворами с повышенной способностью
поглощения воды.
Если, наряду с плотной структурой, коллектор характеризуется
повышенным содержанием глинистых минералов, рекомендуется за-
менять плавиковую кислоту на фтороборную (смесь бифторида алю-
миния и борной кислоты) и увеличивать содержание неионогенных и
катионных ПАВ. Для быстрой очистки продуктивных отложений от
продуктов реакции н тонких глинистых частиц в качестве флюида после
промывки рекомендуется азот й двуокись углерода.
Лабораторные эксперименты показали, что наряду с выносом про-
дуктов реакции и отработанного кислотного раствора присутствие га-
зов в кислотном растворе уменьшает скорость его реакции с породой
и снижает потери жидкости разрыва за счет фильтруемости в матрицы,
способствуя проникновению стимулирующих растворов в пласт на боль-
шие расстояния.
Вследствие значительных различий физических и химических свойств
азота и двуокиси углерода они используются раздельно.
Азот используют прн незначительных объемах закачки жидкости.
Присутствие в кислотном растворе двуокиси углерода предупреж-
дает или снижает набухание глинистых минералов, а также может со-
кратить потери давления на трение при закачке стимулирующего раст-
вора с очень большими дебнтами. Кроме того, двуокись углерода содей-
ствует устранению блокировки водой или эмульсией.
В песчаниках с очень плотной структурой рекомендуется создавать
протяженные трещины, закрепляемые большим количеством расклини-
вающего материала, устойчивого к напряжению закрытия трещин (пред-
почтительна смесь кварцевого песка с шариками агломерированного
боксита или гранулами окиси циркония)
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ОПЕРАЦИИ
ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ
Известно, что скорость реакции соляной кислоты с повышением
температуры возрастает в соответствии с логарифмическим законом.
Поэтому температура становится очень важным параметром при про-
ектировании и осуществлении операций по интенсификации.
Для снижения скорости реакции кнслоты с породой н металличес-
ким оборудованием скважины к кислотным растворам прибавляются
ингибиторы реакции и ингибиторы коррозии, выбор которых обусловли-
вается типом и концентрацией кислоты, а также температурой.
147
Рис. 9.1. Изменение вяз-
кости (д) геля на основе
уайт-спирта в зависимос-
ти от температуры
Температура оказывает заметное воздей-
ствие не только при кислотных обработках,
но и при гидроразрыве.
Лабораторные исследования, проведенные
в ИЧППГ - Кымпина [8] показали, что жид-
кости разрыва очень чувствительны к воз-
действию температур (рис. 9.1, 9.2 и 9.3).
Снижая вязкость жидкостей разрыва, тем-
пература значительно влияет на нх фильтру-
емость. Рост фильтруемости снижает способ-
ность жидкостей разрыва создавать протя-
женные и достаточно раскрытые трещины,
а также их способность транспортировать
расклинивающий материал при высоких кон-
центрациях.
Температура также снижает эффективность
агентов временной блокировки, ускоряя раст-
ворение их в транспортирующих флюидах
до завершения всех этапов, предусмотренных
многократным гидрораэрывом пласта.
Помимо химических методов предупреждения отрицательного влия-
ния температур во время операций по стимулированию рекомендуется
другой, редко применяемый на практике метод, основанный на охлаж-
дении обрабатываемой зоны пласта нагнетанием холодных флюидов
[9,10].
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ОСНОВНЫХ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ РУМЫНИИ
Поскольку температура является важным параметром в проектиро-
вании н осуществлении операций, по интенсификации, проведено деталь-
ное изучение н обобщение материалов по изменению температуры с глу-
биной на основных структурах, перспективных для поиска углеводоро-
дов в Румынии [11, 12, 13, 14].
Проанализировано свыше 3000 измерений температуры при стацио-
нарном режиме, проведенных почти на 150 продуктивных структурах,
расположенных во всех крупных нефтегазоносных регионах Румынии
(табл. 9.4). По территории Румынии геотермический градиент изменяет-
ся от 1,5 °С/100 м до 7,1 °С/100 м, что соответствует геотермическим
ступеням 1 °С/66,6 м и 1 °С/14,08 м. Самые низкие значения зарегист-
рированы в восточной части Мизийской платформы на структуре Гыр-
бовь (на восток от Урзнчень), а наиболее высокие — в юго-восточной
части Паннонской впадины на структуре Калача. В пределах Паннонской
впадины (северо-восточная зона) в скв. 1 Галошпетреу зарегистрирована
самая высокая температура, встреченная в скважине в Румынии (186 °C
на глубине 3178 м).
В мировом масштабе экстремальные температурные градиенты в
148
Рис. 9.2. Изменение вязкости (Д) гелей в
зависимости от температуры:
I - обычный гель; 2 - гель с 2 % Д5; 3 -
гель I % RAG44; 4 - гель С 1 % RAG-27
Рис. 9.3. Изменение вязкости (Д)
нефтей в зависимости от температу-
ры по месторождениям:
/ - Морень; 2 - Болдешть; 3 -
Виделе
скважинах, пробуренных в осадочных отложениях, согласно [16], сос-
тавляют 0,5 °С/100 м в провинции Бахамас и 70 °С/100 м в провинции
Империал Валлей (США).
Анализируя данные табл. 9.4, можно заметить, что в региональном
масштабе самая холодная эона расположена в восточной части Мизийской
платформы, а самая горячая эона — Паннонская впадина.
В Паннонской впадине геотермический градиент постепенно
увеличивается к ее восточной окраине, т.е. по мере сокращения толщины
осадочного чехла (у Суплаку де Баркэу градиент составляет 9,4 0 С/100 м,
а геотермическая ступень - 10,64 м/°С). Многочисленные локальные
аномалии, такие как Саидра-Саткинез, Калача-Вариаш, Арад-Турну, Абрэ-
муц, Борш и и.д., соответствуют поднятиям метаморфического основа-
ния. Кроме относительно тонкого осадочного чехла и наличия разломов,
149
Таблица 9.4
Средние геотермические градиенты (Г) и ступени (С)
на структурных элементах и зонах для трех контрольных отметок
над уровнем моря
Структурный элемент млн зона Г, °C/ 100 м с, “/ °C Г, °C/ 100 м С, м/ °C Г, °C/ 100 м С, °C
5 ОС м 1000 м 1000 м
Флиш и Субзона Миоцена в Молдове 5,3 18,9 3,9 25,4 3,4 30,9
Зона диапировых складок 4,8 21 3,8 26,4 3,3 30,1
Гетская впадина 4,9 20,4 4,1 24,6 3,6 27,8
Молдовская платформа 5 19,8 4,1 24,6 3,6 2 8,0
Бырладская впадина 4,3 22,6 4,0 25,2 3,7 26,9
Сев. скалистый мыс - Добружда 4,2 24,8 3,7 27,4 3,5 283
Мизийская платформа (восток) 2,5 41,2 2,3 44,9 2,2 46,9
Мизийская платформа (запад) 4,9 20,8 4,6 24,6 4,3 26,5
Трансильванская впадина 4,5 24,1 3,7 29,8 3,3 33,3
Паннонская впадина (юг) 6,2 16,3 5,8 17,4 5,6 18,1
Паннонская впадина (север) 6,9 15,2 6,1 16,5 5,8 17,8
определяющих совместно с метаморфическим фундаментом высокий
геотермический градиент, следует также учесть сокращение толщины
земной коры, которая под этим структурным элементом согласно лите*
ратурным данным достигает 25 км.
Трансильванская впадина с геотермической точки зрения об*
ладает единственной повышенной аномалией. Наименьшие значения
отмечены в центре бассейна, где осадочные отложения имеют максималь*
ные толщины и увеличиваются к восточным, северным и южным окран*
нам (от 3 °С/100 м до 5 вС/100 и больше).
Карпатский передовой прогиб проявляет себя как обширная
эона геотермического минимума, наименьшие значения смещены в сторо-
ну внешнего крыла.' Такое распределение геотермического градиента
совпадает с данными, полученными в пределах межгорных впадин, а
именно, геотермическая ступень увеличивается одновременно с толщиной
осадконакопления.
Мизийская платформа характеризуется более разнообразным
распределением геотермического градиента. Так, ее северо-восточная
окраина соответствует значительной эоне максимума и совпадает с более
приподнятым блоком метаморфического фундамента. Этот фундамент
подвержен многочисленным крупным тектоническим нарушениям, ориен*
тированным, в основном, с востока на запад.
Северо-восточная окраина Мизийской платформы, заклю-
ченная между реками Дымбовица и Тротуш, соответствует наиболее
значительной отрицательной геотермической аномалии. В общих чертах
упомянутая аномалия приурочена к Фокшанской впадине, характеризую-
щейся аномальной толщиной (до 20000 м) неогеновых, мезозойских
и, возможно, палеозойских и докембрийских отложений.
150 •
Северный скалистый мыс — Добруджа и Бырладская впа-
дина характеризуются градиентами 3,5—4,5 °С/100. Наибольшие значе-
ния встречаются в приподнятых зонах метаморфического фундамента.
Молдовская платформа проявляет собя повышенными темпера-
турами, которые начинаются непосредственно от внешней стороны пред-
карпатской линии. Это особенно ясно проявляется в пределах газового
месторождения Роман-Секуень, где градиент увеличивается к востоку
почти до Валя Сиретулуй, после которого снова снижается.
Из краткого обзора изменения геотермических градиентов в крупных
структурных элементах, с которыми связаны нефтяные н газовые мес-
торождения Румынии, можно сделать вывод, что существует значительная
разница температур в скважинах на одних и тех же глубинах.
Средняя температура вычисляется в зависимости от среднего гео-
термического градиента по структурным элементам, где расположены
скважины (табл. 9.5). На одной и той же глубине температура может
изменяться от 127 °C (в Паннонской впадине) до 54 °C (в восточной
зоне Мизийской платформы), т.е. более чем в два раза; это показывает,
что для выбора состава раствора для стимулирования и технологии работ
необходимо знать температуру, для чего и проводятся упомянутые гео-
термические исследования.
Таблица 9.5
Температурные параметры на глубине 2000 м над уровнем моря
в крупных структурных элементах,
с которыми связаны месторождения нефти и газа Румынии
Структурный элемент или зона Геотерми- ческий градиент, °C/100 м Геотерми- ческая ступень, м/ °C Темпера- тура, °C
флиш и субэона миоцена в Молдове 3,4 30,9 72
Зона диапировых складок з,з 30,1 76
Гетская впадина 3,6 27,8 82
Молдовская платформа 3,6 28 81
Бырладская впадина 3,7 26,9 85
Северный скалистый мыс - Добруджа 3,5 28,9 80
Миэийская платформа (восточная эона) 2,2 46,9 54
Мизийская платформа (западная зона) 4,3 26,5 96
Трансильванская впадина 3,3 33,3 76
Марамурешская впадина 3,5 28,9 80
Север Паннонской впадины 5,6 18,1 121
Юг Паннонской впадины 5,8 17,8 127
СПОСОБЫ БОРЬБЫ С ОТРИЦАТЕЛЬНЫМ ВЛИЯНИЕМ
ТЕМПЕРАТУРЫ ПРИ ОПЕРАЦИЯХ
ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ
Для снижения скорости реакции между кислотой и породой или
материалом труб в настоящее время широко применяются химические
методы. В них используются растворимые или диспергирующие в кислот-
ном растворе вещества, которые, образуя пленку, предохраняют породу
или металл от прямого контакта с кислотным раствором; механизм
защитного действия может быть электрохимическим или за счет образо-
вания мнцелл, но чаще всего защитное вещество, растворенное в кислот-
ном растворе, выделяется из него и адсорбируется на породе или металле.
Однако защитная пленка разрушается под действием температуры. Поэ-
тому эффективность ее образования будет тем выше, чем она более ус-
тойчива к высоким температурам и контакту с пластовыми флюидами.
На промыслах Румынии в качестве замедлителей реакций использу-
ются продукты, имеющие в своей основе неионогенные или катионные
ПАВ, а для ингибирования коррозии — ингибиторы, состоящие из органи-
ческих веществ с большой молекулярной массой и полярными группами
с азотом; применяются они самостоятельно или в синергической смеси
с другими веществами.
Для наглядного представления об эффективности замедлителя реак-
ции в табл. 9.6 приводятся результаты действия двух продуктов из этой
категории, применяемых в настоящее время на промыслах [17].
Другой способ изменения скорости реакции кислоты с породой
состоит в использовании дисперсных систем (эмульсин, гели, пены).
В этом случае скорость реакции снижается диспергированием кислоты
в жидкости, не реагирующей с породой (вода, спирт, нефтепродукты),
посредством агентов гелепенообразователей или эмульгирования (табл.
9.7). Кислотная эмульсия Для замедления реакции приготовлена из 70
частей раствора 15%-ной НС1, 28; частей дизельного топлива и от 0,5 до
2 % эмульгатора. Для предотвращения коррозии используют ингибито-
ры коррозии типа Акорамид [19,20] (табл. 9.8-9.11).
Синергическая смесь Акорамид-22, формальдегида н сульфата меди
при 90 °C практически полностью предотвращает коррозию.
Можно констатировать, что при 90 °C в растворе (28%-ной) НС1
ингибитор Акорамид-22 в синергической смеси с формальдегидом и суль-
фатом меди обеспечивает степень защиты 99,7 %. Это значительное дости-
жение для ингибиторов коррозии, существующих в мире.
Прн высоких температурах синергическая смесь Акорамид-22, фор-
мальдегида (или гексамитиленгетрамина), сульфата меди и йодистого
калия обеспечивает защиту на 99,8 %; это значительное достижение для
органически/ингибитора коррозии.
Необходимо добавить, что ингибитор коррозии типа Акорамид
среди немногих ингибиторов коррозии в мире эффективен не только
при высоких температурах, но и в присутствии Н2 S и СО2.
152
Таблица 9.6
Влияние замедлителей на скорость реакции 15%-ного раствора НС1
с мрамором
Замедлитель Содержание, % Температура, °C Относительное снижение скорости реакции в присутствии замедлителя
Модерол 0,5 90 8,7
(S235O) 1 125 13,1
2 150 10,3
Модакор 1 90 6,8
2 125 10,4
3 150 11,6
Модерол является немоногенным продуктом, в то время как Модакор — катионный
продукт.
Таблица 9.7
Влияние эмульгатора на скорость реакции раствора
15%-ной НС! с мрамором в зависимости от температуры
Эмульгатор Содержание, % Температура, °C Относительное сниже- ние скорости реакции в присутствии эмульгатора
Эталонный эмульгатор 0,2 50 36
0,5 70 4,15
1,0 90 0
Эмулькор-101 0,5 50 127 •
1,0 70 63
2,0 90 33
Таблица 9.8
Влияние ингибиторов на скорость коррозии
Состав Содержание Скорость коррозии (г/м2 • ч) при темпера- туре, °C
ингибиторов, I I 1
% 25 | 40 | 60 | 90
Раствор НС1 * Неингиби- 4,3 18,5 140,2 773,6
рованный
НС1 +Акорамид-21 0,3 0,21 1,35 5,9 15,3
НС1 + Акорамид-21 + 0,3+1 + (СН О или НМТА) 0,11 0,7 1,3 5,6
НС1 +2Акорамид-22 0,3 0,27 1,33 5,3 18,1
НС1 + Акорамид-22 + СН О 0,3 + 1 0,1 0,7 0,23 1,3 5,6
НС1 + Акорамид-22 + * 0,3+1 + 0,1 0,01 + (СН О или НМТА) + + CuS<34 * При исследовании использовали 15 %-ную НС1. 0,88 ' 3,6
II-27I
153
Таблица 9.9
Влияние ингибиторов на скорость коррозии
Состав Содержа- ние ИНГИ- биторов, % Скорость коррозии (г/мх-ч) при температуре, °C
6р I 90
Раствор НС) * Неингиби- рованиый 1500 4600
НС1 + Акорамид-22 + (СН О или НМТА) 0,3 + 1 3,3 19,07
НС) + Акорамид-22 + (СН О или НМТА) + CuSO4 2 0,3 + 1 + 0,1 2,5 15,3
*Пря исследовании использовали 28%-ную НС).
Таблица 9.10
Зависимость скорости коррозии от содержания ингибитора
Акорамид-22 при температуре 150 ° С
Состав Содержание ин- гибиторов, % Скорость кор- розии, г/м • ч
15 %-ная НС) +СН2О 5 10000
Акорамид-22 1 360
Акорамид-22 + СН О + CuSO 1 + 1 + 0,1 94
Акорамид-22 + СН2О + CuSO* + KJ 1 + 1 + 0,1+0,1 22
Таблица9.11
Влияние температуры на необходимое количество ингибиторов
Содержание НС1 в раст- воре, % Рекомендуемые ингибиторы Количество ингибитора (кг/м5) при температуре , °C
до 100 100-120 120-150
15 Акорамид- + 1 % СН О или 1 % НМТА 2 3-5 - -
Акорамид 3-5 —
Акорамид-22 + 1 % СН О или 1 % НМТА + 0,1 - 0,2 %, CuSO4 3 5-7 7-10
28 Акорамид-22 7-10 —
Акорамид-22 + 1 -2 % СН О + + 0,l-0,3%CuS04 2 3-5 7-10 15-20
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ИХ
НАЗНАЧЕНИЯ
По своему назначению выделяют две основные группы скважин:
эксплуатационные и нагнетательные. Проектирование операций по ин-
тенсификации для эксплуатационных скважин детально рассмотрено
в первых двух разделах гл. 9.
154
Остановимся в дальнейшем на рассмотрении вопросов по стимули-
рованию нагнетательных скважин. В группе нагнетательных скважин
можно выделить много категорий: иагнетательные скважины для воды,
газа, пара н т.д.
Разделение техиологий работ и составов стимулирующих растворов
в зависимости от назначения скважин обязательно, так как, например,
если при гидроразрыве иефтяной эксплуатационной скважины исполь-
зование эмульсии воды в иефти не изменяет фазовую проницаемость
обрабатываемых пород для нефти, то применение такой же жидкости
на газовой эксплуатационной скважине илн нагнетательной для газа
илн воды может существенным образом уменьшить эффективную про-
ницаемость для газа или воды, приводя к блокировке скважины и росту
давления нагнетания или снижению рабочего дебита газа.
Для газовых нагнетательных скважин рекомендуют использовать
жидкости разрыва на основе конденсата или желатинизированного ме-
танола, а для водяных нагнетательных скважин — на основе воды и по-
лимеров типа гидрокснэтилцеллюлозы или поливиниловых полимеров.
Для нагнетательных скважин должны использоваться гидрофильные
ингибиторы коррозии (типа Акор-21) вместо гидрофобных (типа Акор-
22), даже если температура на забое превышает 100 °C. Нагнетанием
холодной воды температура может быть снижена до той, при которой
ингибитор коррозии становится эффективным, предотвращая рост филь-
трационных сопротивлений в результате прилипания к породе гидрофоб-
ных пленкообразующих ингибиторов. Для нагнетательных скважин
необходимо увеличивать содержание НС1 (до 20-28 %) в зависимости
от литологии коллектора, так как благодаря высокой водонасыщенности
обрабатываемой зоны происходит разбавление нагнетаемого кислотного
раствора. Для предотвращения блокировки нагнетательных скважин
после обработки большими объемами кислотных растворов повышенной
концентрации рекомендуется немедленно переводить их под закачку
и не допускать дренирования, которое может затянуться и вызвать от-
ложение продуктов реакции в прилегающей к скважине зоне пласта.
Также для предотвращения блокировки пласта гидроокисью железа
при растворении ржавчины на трубах и трубопроводной обвязке необ-
ходимо увеличивать концентрацию агентов, препятствующих выпаде-
нию железа (уксусная и лимонная кислоты, нитрилотрехуксусная кислота
или комплекснрующие агенты типа ЭДТА).
Нагнетаемая вода помимо твердых частиц содержит также частицы
нефти, которые со временем отлагаются в зоне фильтра нагнетательных
скважин, восстанавливая нефтенасыщенность, что, в свою очередь, сни-
жает проницаемость для воды и приводит к росту давления нагнетания.
В таких случаях рекомендуется удалять нефть, используя мицеллярные
растворы.
Лабораторные исследования и промысловые эксперименты [22]
показали, что мицеллярные растворы - высокоэффективные средства
стимулирования нагнетательных скважин. Машинное моделирование
процесса привело к выводу, что при обработке мицеллярными растворами
155
приемистость нагнетательных скважин может быть увеличена на 100 %.
Лабораторные исследования образцов кернов с различной нефтенасыщен-
иостью, наиболее часто встречающейся в зоне фильтра нагнетательных
скважин, показали, что после обработки мицеллярными растворами
их эффективная проницаемость для воды возрастает почти в 8-9 раз.
В одном из промысловых экспериментов, проведенном на 100 на-
гнетательных водяных скважинах, после обработки мицеллярными раст-
ворами дебит закачки увеличился на 368 % при сохранении давлений
нагнетания на минимально зарегистрированном с начала заводнения уров-
не.
Обработка мицеллярными растворами рекомендуется и при переводе
эксплуатационных скважин в нагнетательные для воды: в зоне фильтра
таких скважин существует остаточная нефтенасыщенность, снижающая
проницаемость для воды и неявно приемистость скважин.
Для месторождений высоковязких, парафинистых или асфальтовых
нефтей рекомендуется готовить мицеллярный раствор с конденсатом
и трихлорэтиленом вместо пластовой нефти.
При проектировании операций по стимулированию нагнетательных
скважин необходимо иметь в виду, что спустя продолжительное время
их функционирования они блокируются как нефтью, так и карбонатной
коркой. Если обработка раствором 25—28%-ной НС1 может быть благо-
творной для удаления корок, то этого не достигается при наличии в при-
забойной зоне нефти. В этом случае степень блокировки может возрастать
за счет образования в зоне фильтра гудронов и эмульсий с нефтью, а
корки не могут быть растворены соляной кислотой, если онн покрыты
пленками нефти, смол или асфальта.
Поэтому скважины предварительно рекомендуют обрабатывать
мицеллярными растворами для удаления нефти из колонны, порового
пространства и из породы в радиусе 1—2 м вокруг ствола скважины.
Только после очистки пород от углеводородов рекомендуют проводить
кислотную обработку для удаления корок.
Из этого примера видно, насколько важен предварительный анализ
истории скважины, свойств нефти н нагнетаемой воды, изменения тем-
пературы при закачке воды в зоне фильтра, наличия в нагнетаемой воде
О2 и СО^ для оценки характера и глубины блокировки; только после
уточнения всех этих данных может разрабатываться программа стимули-
рования.
Другой сложной проблемой, подлежащей решению при кислотной
обработке нагнетательных скважин, является борьба с прорывами ра-
бочей жидкости из нагнетательных скважин в эксплуатационные при
операциях по стимулированию. Для предотвращения этого во время
операций по стимулированию необходимо блокировать каналы мак-
симальной проницаемости предварительной закачкой концентрированных
гелей на основе полиакриламида и формальдегида (в случае водяных
скважин) или гелей на основе силиката натрия и поливиниловых поли-
меров (для скважин по нагнетанию газа или воздуха).
Возможные каналы прорыва рабочей жидкости могут быть закрыты
156
и предварительной блокировкой мочевиноформальдегидными или эпо-
ксидными смолами.
Особые проблемы возникают в связи с необходимостью поддержания
высокого уровня приемистости нагнетательных скважин для повышения
конечных коэффициентов нефтеотдачи вторичными и особенно третич-
ными методами.
Известно, что в Румынии коэффициент нефтеотдачи в 1979 г. сос-
тавлял 31,5 %. К концу текущей пятилетки (1981-1985 »*•.) предусмат-
ривается его рост до 37—40 %, а в 1990 г. — 50 %. Для достижения такого
значительного увеличения коэффициента нефтеотдачи в стадии опробо-
вания илн промышленного внедрения находится ряд способов, таких
как подземное горение, непрерывная закачка пара, смешивающееся
вытеснение нефти из пласта. Примеиение этих процессов требует частых
операций по стимулированию как нагнетательных, так и эксплуатацион-
ных скважин.
ПОДЗЕМНОЕ ГОРЕНИЕ
Известно, что с экономической точки зрения горение наиболее эф-
фективно прн закачке воздуха с наименьшими давлениями. Как в фазе
зажигания и инициирования горения, так н в фазе поддержания процесса
необходима хорошая приемистость нагнетательных скважин.
В песчаниках приемистость может повышаться с помощью гидро-
разрыва пласта с большими объемами жидкости разрыва и расклиниваю-
щего материала. В качестве жидкости разрыва рекомендуют использо-
вать нефть, обработанную антифильтрационными агентами, которую
закачивают при очень высоких дебигах (5—7 м?/мин), а в качестве рас-
клинивающего материала — крупнозернистый кварцевый песок (1,5—
2 мм).
Помимо гидроразрыва необходимо, чтобы скважины для подземно-
го горения были тщательно подготовлены к процессу с помощью селек-
тивных кислотных обработок, выравнивания профилей продуктивности
и приемистости, повторной перфорации для комплектования перфора-
ционных отверстий, блокирования каналов прорыва рабочего агента
и т.д.
При влажном горении, когда в породе находятся глинистые минера-
лы, возникают два явления, которые приводят к снижению проницае-
мости пласта после нагнетания воды.
В первою очередь благодаря большой удельной поверхности глинис-
тые минералы адсорбируют иа своей поверхности образовавшийся при
горении нефти кокс, уменьшая проходное сечение поровых каналов
и увеличивая давление нагнетания. Кроме того,/за счет набухания и раз-
мокания глинистых минералов значительно снижается эффективная
проницаемость и ухудшаются параметры процесса.
В первом случае рекомендуют обрабатывать реагирующие скважины
ароматическими растворителями илн смесью растворителей и этилен-
монобутилэфира для растворения и удаления органических отложений
157
и восстановления сечений проточных каналов до первоначальных
величин.
Во втором случае рекомендуют деблокирование скважин повторяю-
щимися кислотными обработками.
Когда связывающий материал песка или слабо сцементированных
песчаников представлен гидратами алюмосиликатов, применение под-
земного горения может вызвать его разрушение и вынос песка из пласта
в скважину. В таком случае обработки проводят только лосле закреп-
ления зоны фильтра закачкой гравия и установкой фильтра или закачкой
песка, смоченного в мочевиноформальдегидной или эпоксидной смолах.
ЗАКАЧКА ПАРА
В качестве операций по стимулированию скважии используют закачку
пара для предотвращения отрицательного влияния некоторых факторов.
К таким факторам прежде всего относятся наличие глинистых минералов
и чередование в продуктивном разрезе пропластков с высокой и низкой
проницаемостью.
Набухание глинистых минералов намного снижает эффективную
пористость, а миграция частиц глины может закупоривать часть каналов
порового пространства, уменьшая начальную проницаемость пласта.
Снижение проницаемости приводит к росту давления нагнетания, а соот-
ветственно к необходимости использования паровых котлов высокого
давления, сокращения количества закачанного пара и снижения эффек-
тивности операции нагнетания пара.
Во избежание этого рекомендуют предварительную обработку пластов
гидрофобизующим раствором на основе нефти и катионных ПАВ или
закачку мицеллярных растворов перед нагнетанием пара. В тех случаях,
когда предварительной кислотной обработки не проводится, для вы-
равнивания профилей продуктивности и приемистости рекомендуют
обработку скважин фтороборной кислотой для растворения закупо-
ривающего глинистого материала или мицеллярными растворами для
ликвидации блокировки капилляров водой, конденсирующейся из нагне-
таемого пара.
Для выравнивания профиля проницаемости используют гидравличес-
кий разрыв пласта (метод ограниченной перфорации) или нейтральной
или кислотный многократный гидроразрыв с использованием агентов
временной блокировки и стимулирующих растворов различного состава.
ЗАКАЧКА ВЯЗКОЙ ВОДЫ
Присутствие полимера в растворе, минерализация пластовой воды,
размеры и форма сообщающихся поровых каналов, а также адсорбция
полимеров на породе (которая увеличивается от карбонатов к кварцу,
будучи максимальной у глины) приводят к тому, что приемистость сква-
жин во время обработки намного падает.
158
В таких случаях деблокирующие обработки должны быть спроек*
тированы, в первую очередь, на разрыв макромолекулярной цепи путем
окисления полимера гипохлоритом натрия или гидроокисью натрия;
в последующем глинистые минералы из порового пространства удаляют
путем обработки растворами глинокислоты с повышенным содержанием
иеноногенных ПАВ типа синтетических жирных кислот или типа окси-
этилатов или алкиларилполиэтоксилатов (STN3, STN6).
СМЕШИВАЮЩЕЕСЯ ВЫТЕСНЕНИЕ
Методы смешивающегося вытеснения используются для вытеснения
нефти, оставшейся в низкопроницаемых эонах пласта, и включают в себя
закачку газа под высоким давлением, закачку жирного газа вслед за су-
хим, закачку сжиженного газа вслед за сухим газом, закачку спирта и
мицеллярных растворов, продавливаемых вязкой водой. Благодаря
межфазным и поверхностным натяжениям используемых рабочих агентов
возникновение блокировки маловероятно. Однако при увеличении дав-
лений нагнетания между нагнетаемыми флюидами, породой и пластовыми
флюидами может происходить нежелательное физико-химическое взаи-
модействие. Поэтому рекомендации по обработке должны выдаваться
только после тщательного анализа параметров, определяющих проекти-
руемый процесс; при этом первый этап заключается в восстановлении
смешивающейся оторочки, и только в том случае, если такая обработка
не имела успеха, изменяется состав стимулирующих флюидов. Блокиров-
ка наиболее вероятна прн закачке мицеллярных растворов. В этом слу-
чае она является результатом сложных процессов, происходящих при ад-
сорбции на породе поверхностно-активных составляющих. Программа
стимулирования составляется с учетом тройной диаграммы состояния
применяемого мицеллярного раствора, состава пластовой воды н струк-
туры минералов породы. Учитывается также, что неустойчивость мицел-
лярных растворов и, следовательно, возможность образования эмульсии
появляются при адсорбции ПАВ на породе, а также при продолжитель-
ном контакте мицеллярных растворов с породами, богатыми сульфатом
кальция. Мицеллярный раствор может растворять гипс, высвобождая
ион кальция, который сильно снижает устойчивость мицеллярного раст-
вора. В таких случаях для разрушения блокировок эмульсией прово-
дятся обработки с большими объемами растворов спиртов и неноно-
генных деэмульгаторов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Cristian М. Studiul posibilit&plor de generalizare a operapilor de stimulare a extra-
ctieitn jantierele de petrol din R.S. Romania. Temi, Arhiva I.C.P.P.G. - Cfrnpina.
2. Cristian M., Socol S., lonitS Alex,, j.a. Elaborarea de programe si metode pentru
deblocarea si stimularea sondelor de ape geotermale din Cfrnpia de vest. TemS, Arhiva
I.C.P.P.G. - Cfrnpina, oct. 1980.
3. i Shaughnessy C.M., Kunze K.R. Understanding Sandstone Acidizing Leads to
Improved Field. Practices: In. J. Pet. Tech July, 1981, pag. 1196.
159
4. Farley J.T., МШег B.M. and Schoettle V. Design Criteria for Matrix Stimulation
With HydrocIoric-HydrofloricAcid. In: J. Pet. Tech. April, 1970, 433-440.
5. Lund K., Fogler H.S. and Vc. Cune. Predicting the Flow and Reaction of HQ/HF
Mixtures in Porous Sandstone Cores. In: Soc. Pet. Eng. J., oct. 1976, p. 248-259.
6. McCune Ault J.W., and Dunlar R.G. Reservoir Properties Affecting Matrix Acid
Stimulation of Sandstones. In: Petr. Tech. May 1975, p. 633-640.
7. Labrid L. Thermodinamic and Kinetic Aspects of Argillaceous' Sundstone Aci-
dizing Soc. Pet. Eng. Jour. April 1975, p. 117-128.
8. Palada Tr., Teodorescu V. Experimentarea intirzietorilor de reacpe la acidizarca
sondelor ;i a fluidelor de fisurare. Tem5 p. 18, 32.1/1967, Arhiva I.C.P.P.G.
9. Whitsitt N.F., Dysart G.R. The Effect of temperature on stimulation Design. In:
Journal Petroleum Tech., April, 1970, p. 493-502.
10. Cristian M., Dogaru L., Mocuta St. T. Cu privire la variajia temperaturii roci-
lor din principalele provincii petrogaxeifere din Republica Socialists Romania. In: Pet-
rol si gaze. Nr. 9/1968, p. 522-527.
11. Paraschiv D., Cristian M. Cu ptivire la regimul geotermic al unitiplor structu-
rale de interes pentru hidrocarburi din Romania. Comunicare la Simpozionul „Rolul tem-
peraturii in formarea petrolului,” I.G.G. aprilie, 1976.
12. Paraschiv D., Cristian M. Asupra particularita{ilor regimului geotermic in nord-
estul Depresiunii Panonice din Romania. In: Petrol $i gaze. Nr. 11, 1973, p. 655-660.
13. Paraschiv D., Cristian M. Cu privire la particularirSjile regimului geotermic din
sud-estul Depressiunii Panonice. In: Petrol 31 Gaze Vol 26, Nr. 3, 1975, p. 101-105.
14. Veliciu S., Cristian M., Paraschiv D., Visarion M. Preliminary Data of Heat Flow
Distribution in Romania. Geotermics, Vol 6, p. 95-98. Perganion Press, 1977.
15. Airinei St. Potenjialul geotermic al subsolului RomSniei. Bucurejti, Editura
§tiintifid( $i enciclopedica, 1981.
46. Cristian M., Consideratii privind influenta temperaturii In operatiile de stimu-
late a afluxului la sondele de mare adincime. Comunicare lasesiunea Tehnico-Stiimtifica
Jubilar? I.P.G. - Bucure^ti, aprilie, 1969.
17. Popescu F., Cristian M., Jula O., Basarabescu T., Seanescu V. Procedeu de
fabricate si tht&zietori de reactie pentru acidizarea formatiilor subterane. Brevet R.S R.
60.120/710.1975. ’
18. Craciun D. С.» Cristian M., Sokol S.S. a. Emulgator pentru prepararea emulsi-
ilor acide. Brevet R.S.R., 57, 761/16 05. 1974.
19. Craciun D.C., Constantinescu, A., Sokol S., Cristian M.s.a. Procedeu de tratare
cu solutii acide la sondele de mare adincime. Brevet R.S.R. 58.050/17.06.1972.
20. ***New tehniques improve deep - well stimulation. In: World Oil, march, 1971.
21. Gogarty W.B. s.a. Stimularea sondelor de injeejie cu splujii micelare. In: Jour-
nal of Petroleum Technology, 22, nr. 12, dec., 1970, p. 1577-1584.
22. Cfrcoani A., Aldea Gh. Marirea factorului final de recuperare la zacamintele
de hidrocarburi Bucuresti, Editura tehnici, 1976.
10. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
Рост мирового потребления нефти и газа стимулирует развитие новых
нефтегазодобывающих районов н бурное развитие бурения на большие
глубины.
Суммарное потребление нефти в мире на конец 1979 г. составило
60 млрд, т, из них 3,3 млрд, т в 1979 г. и 44 млрд.т (т.е. 73 % от сум-
марного потребления нефти в мире) только в период 1960—1979 тг.
Текущие промышленные запасы, принимая средний коэффициент
извлечения 25 %, составляют 90 млрд, т, обеспечивая потребление про-
дукции в современном темпе на 30 лет.
Хотя стоимость бурения глубоких скважин очень высока, эта область
нефтяной промышленности непрерывно развивается.
160
На Кольском полуострове (СССР) глубокое бурение превысило
глубину 10000 м и работы продолжаются, а в США в течение года закан-
чивается бурением 500—600 скважин, глубина которых превышает 4500 м,
около 20 % из них имеют глубину более 6000 м.
Помимо СССР и США, бурение на глубины, превышающие 6000 м,
было осуществлено в ГДР, ФРГ, Италии, Австрии, Франции, Румынии,
Канаде и т.д. Несмотря на высокую стоимость бурения, глубокие сква-
жины оказываются очень рентабельными при открытии месторождений
со значительными запасами. Сероводородсодержащие газовые месторож-
дения, которые ранее считались неэкономичными, в США, Италии,. Авст-
рии, Франции, СССР начали эксплуатироваться скважинами, глубина
которых превышает 6000 м. Газовые месторождения с повышенным
содержанием H2S, находящиеся в эксплуатации в Италии в долине реки
По и в юго-западном Пайней-Вуде в США, расположены на глубинах
около 7000 м.
В настоящее время самой глубокой эксплуатационной скважиной
является скв. 1 Ледбеттер, пробуренная на месторождении Вулер Каунти
(Техас). Она дает газ из пачки доломитов с глубины 8088 м.
Прн освоении н эксплуатации глубокозалегающих месторождений
возникают чрезвычайно сложные проблемы, связанные с очень высокими
пластовыми температурами и давлениями и особенно с наличием в до-
бываемых флюидах H?S ц СО2- Максимальное давление, отмеченное
до настоящего времени, составляет 154 МПа иа глубине 6782 м (гра-
диент 0,0227 МПа/м) в газовой скважине иа месторождении Юго-западный
Пайней-Вуд (Миссисипи).
Самые высокие температуры отмечены в скв. 1 — 17 Юниверснти
(Пекос-Каунти-Техас). В этой скважине при опробовании, проведенном
на средней глубине интервалов перфорации 8692 и 8357 м, зарегистри-
рованы температуры 262 н 244 °C соответственно.
Статистические данные о развитии бурения на больших глубинах
в США представлены ниже.
Годы 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1981*
Число скважин с глубиной 5 98 242 330 381 427 450*
> 4500 м
*Только за первые 6 мес года.
Очевидна тенденция непрерывного роста числа глубоких скважин,
пробуренных в США. Безусловно, не все пробуренные глубокие сква-
жины вступили в эксплуатацию (табл. 10.1).
Анализ распределения скоплений углеводородов показал, что иа
большой глубине преобладают газовые и газоконденсатные месторож-
дения.
Например, в 1977 г. распределение месторождений нефти и газа
в зависимости от глубины было следующим:
161
Интервал глубин, м 4500-5500
Эксплуатационные
скважины:
нефтяные 37
газовые 124
5500-6000
5
58
> 6000
3
27
Возможность эксплуатации глубоких скважин подтверждается прак-
тикой современной разработки месторождения Гомез, где более 100
скважин дают продукцию из отложений со средней глубины 6700 м.
Ранее отмечалось, что в большинстве нефтяных н особенно газовых
месторождений, вскрытых глубоким бурением, обнаружено высокое
содержание Н S н СО^.
В качестве примера в табл. 10.2 приведен состав газа, добываемого
с глубин 6000—6782 м из юрского известняка Смаковер [3].
Для стимулирования скважины на месторождении Южный Пайней-
Вуд были оборудованы фонтанной арматурой и насосно-компрессорными
трубами на рабочее давление 210 МПа, а на двух других месторождени-
ях — на 140 МПа. Для испытания глубинного и наземного оборудования
на месторождении Томасвиль построена установка на статическое дав-
ление 140 МПа и температуру 205 °C для смеси метана с H2S при макси-
мальных известных концентрациях последнего. На установке могут соз-
даваться условия и для отложения глинистых корок в динамических
условиях при различных режимах эксплуатации, а также испытываться
стимулирующие растворы для их удаления. Необходимо подчеркнуть,
что скважины удалось освоить и пустить в эксплуатацию только после
стимулирования в чрезвычайно трудных условиях.
Кроме того, продолжительный контакт пласта с буровой жидкостью
приводит к мощным блокировкам продуктивных отложений, которые
могут быть устранены только путем стимулирования в чрезвычайно
сложных условиях высоких давлений и температур и особенно в присут-
ствии СО2 н Н2 S.
Таблица 10.1
Скважины, пробуренные и пущенные в эксплуатацию в США в период 1938-
1972 гг. (Я> 4500 м)
Год Число скважин Средняя глубина, м Самая глубокая скважина, м
Пробурен- ных пущенных в эксплуата- цию
иа конец года, м в эксплуата- ции, м
1938 1 4501 4501 4058
1950 5 3 4789 6255 4733
1955 98 43 4877 6876 5454
1960 242 136 4860 7724 6323
1965 330 156 5101 7724 6735
1970 381 189 5264 7803 6946
1972 506 290 5157 9159 6946
162
Таблица 10.2
Состав газа
Месторождение Темпера- тура, с Давле- ние, МПа Мольный состав газа, %
СН4 СО 2 н s 2
Томасвиль 185 122,5 57 8 35
Пайней-Вуд 1 91 128,1 51 3 46
Юго-западный Пайней-Вуд 196 154,0 69 3 28
Операции по интенсификации иа таких скважинах выявили необ-
ходимость разработки новых продуктов, внесения изменений в сущест-
вующую технологию и оборудование с учетом больших потерь давления
на треиие, возникающих при закачке стимулирующих флюидов, высоких
давлений нагнетания для разрыва отложений, развития трещин и транс-
портирования расклинивающего материала в условиях пород-коллекто-
ров с постоянно уменьшающимися пористостями и проницаемостями.
Определения физических параметров, проведенные на образцах
керна, извлеченного с глубин от 4500 до 10000 м, показали непрерывное
падение коллекторских свойств пород с глубиной как для гранулярных,
так и для карбонатных коллекторов.
Хотя проблема снижения пористости и проницаемости с глубиной
жизненно важна для продуктивности глубоких скважин и особенно
для осуществления эффективных операций по интенсификации, она от-
носительно мало обсуждается в специальной литературе. Одиако это один
из важных показателей, обусловливающих выбор технологии и состава
рабочих жидкостей. Поэтому ниже дается краткий обзор, касающийся
снижения емкостных и фильтрационных свойств пород, установленных
на больших глубинах.
Благодаря большой изменчивости литологического состава кол-
лекторов от скважины к скважине ие удалось определить явную законо-
мерность изменяемых этих свойств. Однако исследования [4] показали,
что литостатическое давление и особенно температура вызывают значи-
тельные изменения коллекторских свойств пород. Изучив поведение
кремнистых песчаников палеозойского, эоценового и олигоценового
возраста, Масквелл установил, что для одних и тех же глубин при оди-
наковых минералогическом составе и текстуре в песчаниках, находящих-
ся в зоне высоких температур, происходит очевидное снижение пористо-
ти и проницаемости.
Температура изменяет коллекторские свойства пород за счет сниже-
ния механической прочности зерен, что приводит к трещинообразованию
и их разрушению под влиянием литостатического давления и их пере-
163
упаковке в более плотную структуру и текстуру, неблагоприятные для
фильтрации флюидов. Температура влияет также на растворение и отло-
жение солей из пластовых вод, способствуя посредством процессов диа-
генеза изменению первичной пористости за счет переотложения минералов
и солей, растворенных во время циркуляции подземных вод на большой
глубине.
Результаты исследований, проведенио1Х в ИЧППГ—Кымпина [5] ,
совпадают с вышеупомянутыми литературными данными.
Несмотря иа неблагоприятные изменения коллекторских свойств
пород с глубиной, глубоким и сверхглубоким разведочным бурением
даже на глубинах более 7000—8000 м открыты месторождения со значи-
тельными дебитамн скважин (до 905 тыс. м3/сут газа), вследствие не-
сравненно большей трещинной проницаемости, чем определенной по
керну. Такие результаты получены на месторождениях Гомез, Томас-
виль, Пекос-Каунти-Техас, Пайней-Вуд, Южный Пайней-Вуд (США), Мей-
лои, Лак, По (Франция), Баренбург, Стафхорст (ФРГ), По (Италия),
Зыря, Мангышлак, Хаян-Корт (СССР), Бнбешть-Бульбучень, Выртежу,
Стоеница, Мэдуларь, Митрофано, Маму, Кэлина-Дрэгану, Морень-Пис-
курь (Румыния) и т.д.
Когда скважина не пересекает природную систему трещин и микро-
трещин или вскрытые системы трещин с ограниченной протяженностью,
обычно получают низкие дебиты и возникает необходимость в стимули-
ровании для увеличения продуктивности либо восстановлением природ-
ной проницаемости отложений, либо созданием трещин для увеличения
природной проницаемости пласта. Следует только напомнить, что макси-
мальные температуры, которые сильно влияют на процессы интенсифи-
кации, встреченные в .глубоких скважинах Румынии, изменяются от
158 °C до 186 °C. Также необходимо учитывать, что стали марки Р105
и Р110 при контакте с кислотными растворами, не ингибированными
должным образом, при температуре 165 °C теряют до 20 % своей массы
в течение 1 ч.
Рассмотрим несколько примеров операций по интенсификации на
сверхглубоких скважинах с очень трудными условиями работы.
Так, на скв. 1 месторождения Баден операции по интенсификации
проведены в интервале перфорации, равном 64 м, на глубинах 7864—
7600 м. Интенсификация была проведена по следующей программе.
Для охлаждения насосно-компрессорных труб и пород в обрабаты-
ваемой зоне закачивали 132 м3 соленой воды с концентрацией 10 %,
обработанной 0,6%-ным понизителем трения (синтетический полимер),
с дебитом до 4 м3/м.
После снижения температуры от 202 °C до 175 °C проводили обра-
ботку в пять этапов:
1. Закачивали раствор, состоящий из 132 м3 соленой воды с кон-
центрацией 10 %, загущенной 0,6%-ным гелеобразователем и 0,6%-ным
антифильтрующим агентом.
2. Закачивали 76 м3 раствора 15%-ной НО с присадками 0,6%-ного
понизителя трения и органического ингибитора коррозии.
164
3. Закачивали 132 мэ соленой воды с 0,6%-ным понизителя трения
для продавки кислотного раствора в пласт.
4. Закачивали 132 м3 желатинизированной соленой воды с резино-
выми шарами для временной блокировки трещин, созданных на пер-
вом этапе, и раскрытия новых трещин, затем 76 и3 кислотного раствора
с таким же составом, как и в п. 2.
5. Продавливали кислотный раствор в новые трещины также соленой
водой с 0,6%-ным понизителем трения. В воду для промывки кислотного
раствора в призабойной зоне скважины и разбавления отработанного
кислотного раствора вводили азот в количестве 90 м3/м3 для ускорения
очистки скважины после обработки и быстрого удаления отработанного
кислотного раствора.
В общей сложности при этом закачали 600 м3 стимулирующей жид-
кости.
При обработке глубоких скважин на месторождениях Пайией-Вуд,
Юго-западный Пайней-Вуд и Томасвиль были встречены большие труд-
ности, начиная с перфорации. После того как перфорация 50,8-мм пу-
левым перфоратором в растворе, утяжеленном баритом, оказалась
неэффективной (55 % успешности), а кумулятивная перфорация со
струей диаметром 33,3 мм - еще слабее (9 отверстий из 160), была про-
ведена повторная перфорация из 85,7-мм пушки. После этого также
не был получен приток. Только после обработки кислотным раствором
в объеме 150 м3 скважина была освоена и пущена в эксплуатацию с
дебитом газа около 7,75 м3/с при 36%-ном содержании H2S. Исследова-
ние многих скважин, вскрывших этн отложения, показало, что буровой
раствор, утяжеленный баритом, вызывает чрезвычайно мощную блоки-
ровку пласта твердыми частицами, которая в некоторых случаях не мо-
жет быть удалена химической обработкой. Для перфорации скважин
перешли на применение флюида, утяжеленного фосфатом и карбонатом
железа. Несмотря на эффективность кислотной обработки, этот флюид
не может находиться в стволе скважины более 6 дней, большая плот-
ность частиц фосфата железа (5700 кг/м3) приводит к его осаждению.
Доказано, что после стимулирования глубоких скважин с низкой
или нулевой начальной продуктивностью они становятся очень продук-
тивными (хотя газ и содержит большие количества H^Sh СО ). Поэто-
му интенсификация глубоких скважин становится строго обязательной.
Обработка растворами HCI не получила признания даже с примене-
нием качественных ингибиторов из-за высоких скоростей коррозии,
высоких забойных температур и наличия H2S. На основе лабораторных
исследований и испытаний, проведенных при пластовых ;емпературах,
разработан ингибитор коррозии, эффективный в растворе 12%-ной му-
равьиной и 10%-ной уксусной кислот. Смесь муравьиной и уксусной кис-
лот с успехом была применена в семи обработках, проведенных на раз-
личных скважинах, а контроль состояния насосно-компрессорных труб
после кислотных обработок показал высокую антикоррозионную защиту
выбранным ингибитором и органическими кислотами.
Отказ от оборудования скважин кислотными пакерами позволяет
165
легко, без затруднений заменять в интервале перфорации тяжелый раст-
вор с баритом на тяжелый буровой раствор на основе фосфата железа
и карбоната кальция, а также размещать стимулирующую жидкость
в интервале перфорации. Отказ от пакера обусловлен сильной коррозией
металлических элементов и разрушением уплотняющих манжет. Часто
продуктивные отложения большой толщины представлены чередованием
песчаников с различными пористостью и проницаемостью. Для равномер-
ного стимулирования таких неоднородных разрезов необходимо при
кислотной обработке временно блокировать более проницаемые про-
пластки, используя специальные агенты.
В результате лабораторных исследований был найден блокирующий
агент, растворимый как в добываемых из скважины флюидах, так и в
растворителях, которые сохраняют его стабильность при высоких плас-
товых температурах и в присутствии H?S и СО .
Изготовленный в гранулярном виде и в виде хлопьев агент временной
блокировки вводили порциями, отделяемыми друг от друга стимулирую-
щим раствором без блокирующего агента, в объеме, равном одному объ-
ему колонны насосио-компрессорных труб. По изменению давления
нагнетания на поверхности удалось проследить реакцию пласта на каждый
закачанный пакет. Объем стимулирующего флюида с агентом временной
блокировки для первого пакета рассчитывали так, чтобы он перекрывал
весь перфорированный интервал. Следующие были определены в зависи-
мости от реакции пласта на первый объем. Иногда для временной блоки-
ровки использовались резиновые шары. Дебит закачки был небольшой —
около 0,5 м3/мин. При продолжительности стимулирования около 3 ч
было создано приблизительно восемь последовательных трещин в течение
одной операции. Объем кислотного раствора для одной операции из-
менялся от 110 до 150 м3. При использовании муравьиной кислоты и
иногда уксусной, ингибированных новым типом ингибитора коррозии,
исчезла опасность развития хлорной трещинной коррозии.
Особые проблемы возникли при интенсификации скв. 1-17 место-
рождения Юниверсити — Пекос Каунтри Техас, где в интервале перфора-
ции (8654-8418 м) температура изменялась от 244 до 262 °C. Отсут-
ствие приемистости, установленное при опробовании скважины после ее
перфорации, и притока, установленное в результате спуска фирмой ”Хал-
либуртон” контрольно-измерительного прибора типа Гидро-Спринг, по-
казали, что между пластом и стволом скважины нет сообщаемости. Было
установлено, что соленая вода в стволе скважииы начала кипеть, мгно-
венно блокируя за счет испарения контрольно-измерительный прибор.
При подъеме пять утяжеленных труб были заполнены кристаллической
солью.
Фирмой ”И1люмберже” в том же интервале оборудованием Хайпер-
джет диаметром 85,7 мм была проведена повторная перфорация с плот-
ностью семь отверстий на 1 м. При опробовании скважина .приняла прес-
ную воду с дебитом 950 л/мин при давлении нагнетания иа устье 82,3 МПа.
Перед последующим стимулированием ставилась задача деблокиро-
вать отложения для определения продуктивного потенциала интервала пер-
166
форации без изменения природной проницаемости. В кмчссгив HiCOCNOfO
оборудования применяли четыре мультипликатора давления НТ* 1000.
Стимулирующие флюиды закачивали в такой последовательности:
1. Для разрушения эмульсии и промывки буровою раствора гит
инвертной эмульсии, поглощенного в некоторых зонах данного интервала
перфорации 15,250 м3 специального растворителя. Давление закачки
95 МПа.
2. Раствор 15%-иой НС1 в объеме 19 м3 с присадками замедлителей
реакции и ингибиторов коррозии.
Дебит закачки - 800—1150 л/мин, начальное давление нагнетания -
71,4 МПа, а конечное — 67,9 МПа. Снижение давления объяснялось авто-
рами легким гидроразрывом пласта. Из опыта операций, проведенных
на глубоких скважинах Румынии, снижение давления на 3,5 МПа ие яв-
ляется показательным и может быть обусловлено растворением и дебло-
кирующим действием кислотного раствора, закачиваемого при доста-
точно высоком для такой глубины дебите. Отметим, сто скважина была
оборудована телескопической колонной насосно-компрессорных труб:
114,3 х 88,9 х 63, 5 мм.
3. Кислотный раствор был продавлен в отложения пакетом 55 м3
пресной воды с 177 м3/м3 азота.
Полученный приток был очень незначительным и скважина была
переведена иа другой интервал.
Из приведенных примеров можно утверждать, что как технология
работ, так и составы стимулирующих растворов не отличаются принци-
пиально от тех, которые применяются на скважинах обычной глубины.
Новыми являются только присадки (ингибиторы коррозии, замедли-
тели реакции, агенты временной блокировки) эффективные при вы-
соких температурах и при повышенном содержании СО и Н S. Когда
встреченные на месторождении температуры превышают области эф-
фективности ингибиторов, используемых в настоящее время (225 °C)
переходят к охлаждению трубного материала закачкой холодной веды с
присадками понизителей трения и антифильтрующих агентов. Когда
низкая приемистость отложений не позволяет нагнетать 3000—4000 л/мин
и операцию осуществляют при дебитах 500-1100 л/мин, соляную кислоту
заменяют на органические кислоты (10-12%-иую муравьиную,
уксусную) , а ингибиторы коррозии для соляной кислоты заменяются на
другие, эффективные в органических кислотах.
Для предупреждения аварий на скважинах вовремя интенсификации,
осуществляемых при высоких температурах, насосно-компрессорные
трубы иногда заменяются на бурильные.
Почти во всех операциях по кислотной обработке вводится этап
допромывки жидкостью, состав которой выбирается в зависимости от
бурового раствора, и этап послепромывки, в основном, с водой, насы-
щенной азотом (при высоких газовых факторах) для разбавления и
быстрого удаления отработанного кислотного расхвора-и удержания
во взвешенном состоянии продуктов реакции, которые быстро отлагают-
ся при высоких температурах.
167
На глубоких скважинах так же, как и на обычных, широкое распре-
деление получила технология кислотной обработки или селективного
гидроразрыва агентами временной блокировки (синтетических полиме-
ров или резиновых шаров) для выравнивания профиля продуктивности,
когда одновременно опробуются интервалы большой толщины, неодно-
родные по пористости и проницаемости.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Scott F. Deep well Report. Petr. Eng. march, 1973, 45-88.
2. Matheny S.L.,'Jr. Deeper production trend continuing. In: Oil and Gas Journ.,
April, 9/1979, p. 105-120.
3. *** Shell make deep gas sour. In: Oil and Gas Journ., April, 9/1979, p. 138-
144.
4. Cristian M., Jula O. Studiul posibilitJjilor de aplicare a metodelor actuale de ma-
rire a productivitatii si peceptivitatii la sondele de mare adfticime. Tema I.C.P.P.G. P.
18.29.1.1968.
5. Cristian M. Rezultateie analizelor de laborator efectuate pe carote provenite de
la sonde de mare adlncime. Arhiva I.C.P.P.G., iunie, 1966.
6. ***Producing Mississippi,s Deep, High-Presure Sour Gas. In: Oil and Gas Journ.,
ian.,4, 1971.
7. Hambrey T.W., Tuttle, R.N, Deep, high -pressure Sour gas is challenge. In: Oil
and Gas Journ., May, 12, 1975.
11. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ МОРСКИХ
СКВАЖИН
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ СКВАЖИН
Мировой энергетический кризис сопровождался интенсификацией
разведки углеводородов в зоне континентальных и глубоких морских
платформ во всем мире. Последние открытия, сделанные в Северном
море, Мексиканском заливе, Китайском море, Гвинейском и Суэцком
заливе, море Бофорта, Гудзоновом заливе и т.д., привели к увеличению
доли морских промыслов в мировой добыче нефти с 10 в 1970 г. до 19 %
в 1979 г. и более 25 % в 1981 г. Добыча из морских месторождений неф-
ти, начатая в 1960 г., выросла со 100 до 600 млн. т и более в 1980 г. при
10%^ном среднегодовом приросте, т.е. вдвое большем, чем на суше.
Развитие морской добычи нефти и газа представлено в табл. 11.1.
Как видно, рекордная глубина бурения под водой приблизилась
к 1500 м (1487 м вблизи канадского побережья). Рекордные глубины
при эксплуатации более скромные (310 м в прибрежной полосе США).
Достоверные морские запасы нефти достигли 22 млрд.т (около 25 % от
достоверных мировых запасов нефти, а для газа - 18 %). Эти запасы явля-
ются пока скромными по сравнению с потенциальными, оцененными
для платформы и континентального склона. Они могут превышать
120 млрд. т без учета запасов в глубоководных (более 200 м толщи
воды) и арктических зонах, которые могут составить 50—100 млрд. т.
Эти цифры показывают, что морская деятельность будет интенсивно
168
Таблица 11.1
Развитие морской добычи в период 1960-1979 гг.
(континентальные платформы и глубокие моря)
Показатель i960 1979 Отношение показателей 1979 / 1960
Число действующих передвижных буровых платформ Морская добыча: 62 450 7,2
нефти, млн. т^ ПО 630 5.8
газа, млрд, м3 Число добывающих стран Морские запасы: 35 260 7,4
7 35 5
нефти, млн. 4,5 22 4,9
газа, трлн, м Рекорд глубины воды, м: 2 12 6
при разведке 82 1487 18
при добыче 45 312 7
Суммарное число стационарных буровых платформ, введенных в эксплуатацию 500 2500 5
развиваться и в дальнейшем благодаря возможности открытия новых
промышленных запасов нефти и газа. Морские осадочные бассейны име-
ют площадь ненамного меньше, чем осадочные континентальные бас-
сейны (50 млн. км2 по сравнению с 65 млн. км2 на суше).
Кроме некоторых ограниченных зон эксплуатация континенталь-
ного плато вплоть до настоящего времени развивалась медленно. Не-
давняя разведка гигантских месторождений в заливе Кампече в Мексике
или вдоль побережья Канады демонстрирует, что осталось еще много
возможностей открытия крупных морских нефтяных провинций. Если
принять во внимание, что 85 % морской добычи получено из зои с глуби-
ной воды меиее 100 м и 99,9 % из зон с глубиной воды менее 200 м,
то более наглядно просматриваются огромные перспективы, открываю-
щиеся перед морской эксплуатацией.
Доля морской добычи в общей изменяется в достаточно широких
пределах:
более 90 % в Западной Европе благодаря месторождениям Северного
моря (более 100 млн. т/год);
55 % в Юго-Восточной Азии—Океании (80 млн. т/год), получаемых,
в основном, в Индонезии, Австралии, Брунее и Малайзии;
35 % в Латинской Америке (97 % млн. т/год) - в основном в Вене-
суэле и Мексике;
23 % в Африке (75 млн. т/год), особенно в Гвинейском и Суэцком
заливах;
20 % на Среднем Востоке (215 млн. т/год), который вместе с Ара-
вийским заливом остается основной зоной морской добычи;
1,5 % в социалистических странах (11 млн. т/год).
169
12-271
Примером ускоренного развития эксплуатации морских месторож-
дений является Северное море, где Великобритания вместе с Норвегией
из крупных импортеров нефти превратились в нефтедобывающие страны,
годовая добыча которых превышает 100 млн. т/год, и согласно прогнозу
в следующем пятилетии добыча из Северного моря будет превышать
150 мли. т/год [1] .
Разведка Северного моря началась в 1962 г. сейсмическими метода-
ми, проводимыми фирмами ’’Шелл” и ’’Эско”, а в 1963 г. стали проводить
исследования и другие фирмы. Первая промышленная продукция угле-
водородов принадлежала ’’Бритиш Петролеум”, которая в 1965 г. откры-
ла газовое месторождение Вест-Соул, расположенное в 72 км от англий-
ского побережья Йоркшира.
В апреле 1970 г. после восьми лет исследований американская ком-
пания ’’Филиппе” открыла гигантское месторождение ’’Экофиск”, рас-
положенное в южном секторе норвежской зоны. С этой даты открытия
множатся. В августе 1970 г. в прибрежной полосе открыта структура
Жозефина, в октябре этого же года разведано месторождение Фортиш.
В 1971—1972 гг. иа широте островов Шетланд обнаружены еще два зна-
чительных месторождения, а в 1973 г. следуют открытия структур: Айк,
Монтрозе, Торфелт, Элдфиск, Код, Дан, Статфорд. Так, в течение десяти
лет, когда было пробурено приблизительно 382 разведочные скважины,
Северное море становится одной из нефтеносных эои с самым быстрым
развитием в мире. В последующие' пять лет открыто множество новых
структур, которые увеличили число нефтяных и газовых месторождений
Северного моря до 150, содержащих достоверные запасы более 2,5 млрд.т
нефти и 2,2 трлн, м3 газа.
Параллельно с развитием разведки и эксплуатацией морских мес-
торождений развивалась и служба интенсификации скважин, поскольку
в большинстве случаев операции по стимулированию стали решающим
фактором в рентабельной разработке месторождений в открытом море.
Румыния относительно недавно начала геофизическую разведку
и бурение с целью геологического исследования Черного моря. Работы,
начатые с морской буровой платформы "Слава”, построенной на верфях
Галаца, будут расширяться с помощью новой автоподъемной платформы
’’Горизонт”.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ МОРСКИХ
СКВАЖИН
Хотя операции по стимулированию, проводимые на море, в основ-
ном ие отличаются от осуществляемых на суше, тем не менее специфичес-
кие условия предопределили значительные изменения в проектировании
и конструкции применяемого оборудования, механизмов и приспособ-
лений.
В зависимости от погоды и объема операций по стимулированию
они осуществляются либо со специально оборудованных судов, либо
непосредственно с буровых или эксплуатационных платформ.
170
Оборудование и механизмы, используемые для операций по сти-
мулированию иа море, обладают следующими конструктивными осо-
бенностями.
Модульная конструкция состоит из разъемных элементов,
легко монтируемых и демонтируемых, допускающих взаимозаменяе-
мость основных модулей при входе из строя. Насосные агрегаты могут
быть разделены на гидравлические модули и модули привода, масса
которых определяется возможностью их транспортировки вертолетом.
Вспомогательное оборудование, как, например, насосные агрегаты, ем-
кости для горючего, пневматическая система управления и компенсаторы,
монтируются в независимый модуль.
Малая масса — важное требование, когда необходимо разместить
большое количество оборудования иа небольшой площади с ограничен-
ной прочностью, достигается применением алюминиевых сплавов и вы-
сокопрочных сталей.
Компактность. Небольшие размеры необходимы в условиях рабо-
ты с морских судов и платформ, где имеющееся в распоряжении прост-
ранство весьма ограничено. По этой причине большая допя оборудования
и механизмов состоят из частей, накладываемых одна на другую, т.е.
имеют вертикальную конструкцию.
Антикоррозионная защита. Соленая среда обладает мощным
коррозионным действием, поэтому необходимо принимать специальные
меры антикоррозионной зашиты, применяя специальные алюминиевые
сплавы, высокоупругие стали, покрытия металлических элементов спе-
циальными лаками и красками.
Универсальность. Характеризуется компактностью и модульностью
конструкции. Кроме того, оборудование для операций по стимулирова-
нию на море должно обладать малой массой, быть очень гибким для
монтирования как в виде самостоятельных единиц, так в батареях в за-
висимости от объема операций, а также для легкой замены основных
деталей в модулях.
К основному оборудованию, используемому как на морских судах,
так и на платформах, относятся смесители химикатов, смесители для
образования жидкостей разрыва ихвведеиия песка и насосные агрегаты.
Смеситель химикатов создан для'работы в условиях ограничен-
ного пространства и имеет следующие размеры: 4,90, 2,75,430 м. Общая
масса —около 8200 кг. Может смешивать в непрерывном потоке пять-
семь жидких и две порошкообразные присадки с морской водой и с
концентрированной соляной кислотой. Его максимальная подача состав-
ляет 15 900 л/мин. Это оборудование исключает предварительную опера-
цию смешивания химикатов в чане, значительно сокращав! площадь для
хранения реагентов, а также время приготовления растворов для сти-
мулирования (рис. 11.1 и 11.2) схематически представлен смеситель
и способ его функционирования.
Манифольды, емкости для присадок и чан для смеси имеют антикор-
розионную защиту сульфополифеноловыми смолами, а перекачивающие
насосы защищены сульфохлорированным полиэтиленом.
171
Рис. 11.1. Схема смесителя химикатов:
/ - агент гелеобразования; 2 - агент временной блокировки; 3 - понизитель тре-
ния; 4 ~ антифильтрующий агент; 5 - ПАВ; 6 - вращающийся дозатор; 7 - кран;
8 - емкость для смеси; I - концентрированная соляная кислота; II - морская
вода
Рнс. 11.2. Схема монтажа оборудования для проведения обработки:
1,2- триплексные насосы; 3 - смеситель химикатов; 4 - вспомогательный насос;
5-7 - емкости для хранения концентрированной НС!
Смеситель для песка. Как и смеситель химикатов, смонтирован
на санях и состоит из модулей, масса которых позволяет транспортиро-
вать их вертолетом. Гидравлическая часть состоит из двух центробежных
насосов с приводом от дизельных двигателей. Песок распределяется
посредством системы сит (два сита — 152,4 и 228,6 мм), которая автома-
тически дозирует концентрацию песка в жидкости разрыва. Посредст-
вом системы измерения с калиброванными насадками можно одновремен-
но вводить и две порошкообразные присадки, а при помощи центробеж-
ного иасоса могут добавляться и жидкие присадки, дозировка которых
контролируется расходомерами и вентилями с пневматическим управ-
лением. Смеситель имеет следующие размеры: 5,50, 2,50, 2,50 м. Общая
масса с санями составляет около 7700 кг. Смеситель-дозатор песка до-
полнен модулем для автоматического образования гелей разрыва. Мак-
симальная производительность смешивания составляет 7950 л/мин.
Эти два описанных устройства могут работать раздельно или совмест-
но. При гидроразрыве с кислотной эмульсией и песком на смесителе-
дозаторе песка приготавливают в непрерывном потоке гель разрыва из мор-
ской воды и полимеров, а на смесителе химикатов автоматически, также
в непрерывном потоке, приготавливают смесь воды, кислот и других
присадок, которую закачивают, чередуя с гелем разрыва и песком.
172
Этими двумя устройствами управляют с двух отдельных щитов уп-
равления, позволяющих поддерживать постоянный состав рекомендован-
ной смеси, независимо от изменения дебита нагнетания во время опера-
ции, а также мгновенно изменять содержание кислоты или присадок
и соотношение песка и жидкости разрыва в зависимости от технологи-
ческой необходимости в данный момент или согласно заранее утвержден-
ной программе.
Операцией можно управлять с центрального пульта посредством
электронных и пневматических систем, которые обеспечивают непре-
рывное смешивание пресной или морской воды с жидкими или порошко-
образными присадками и концентрированных кислот, смесь морской
воды с полимерами и автоматическое дозирование песка. Также с цент-
рального шита управления можно контролировать и насосные агрегаты.
Система ручного управления с визуальным наблюдением и регистрацией
параметров на диаграмме позволяет обеспечивать непрерывный конт-
роль за давлениями иа устье скважины и в затрубном пространстве, те-
кущим и суммарным объемами закачки, дебитом нагнетания, последова-
тельностью этапов обработки, плотностью нагнетаемых флюидов на устье
и потребляемой гидравлической мощностью.
С помощью оборудования можно приготавливать гель разрыва в ко-
личествах, определенных наличием полимера. Вторая составляющая —
морская вода имеется в неограниченном количестве. Количество при-
готавливаемого кислотного раствора зависит от объемов хранения кон-
центрированной кислоты. Например, в Северном море при операции,,
проведенной с платформы, было закачано в общей сложности около
650 м3 геля разрыва, кислотного раствора и агента временной блокиров-
ки. При использовании судов объем закачанных рабочих растворов может
быть гораздо больше, поскольку емкости для хранения концентрирован-
ной НС1 на судне имеют объем до 500 м3 (1000 м3 раствора 15%-ной
НС1 или- 8Ш6 м3 раствора 20%-ной НС1), т.е. намного больше, чем иа
буровой или эксплуатационной платформах.
Насосные агрегаты. Не вникая в технические детали, отметим, что
в некоторых вариантах насосные агрегаты, сконструированные из трех
модулей, монтируются вертикально методом наложения для экономии
ограниченной рабочей площадки на платформе. Для наглядности ниже
представлено краткое описание двух насосных агрегатов, применяемых
фирмой "Халлибуртон” для операций с буровых и эксплуатационных
платформ.
Насосный агрегат высокого давления НТ-400 (единичный модуль).
Насос, оснащенный плунжером, может создавать максимальное рабочее
давление 140 МПа и применяется для стимулирования глубоких морских
скважин, которые требуют высоких давлений для трещинообразования.
Его размеры: 5,8 х 1,55 х 1,86 м. Общая масса — 7700 кг. В агрегат входит
триплексный насос НТ-400: ход плунжера 203,2 мм, диаметр 85,7 мм.
Насосный агрегат НТ-400 (два модуля).
Этот тил агрегата широко применяется как на суше, так и на море.
Триплексный насос НТ-400, оснащенный плунжером диаметром 114,3 мм,
173
располагает гидравлической мощностью 5152 кВт. Максимальное рабочее
давление составляет 77 МПа. Общие размеры (два модуля) - 7,05 х
х 1,22 х 2,44 м. Общая масса - 9420 кг.
Размеры силового и трансмиссионного модуля — 2,50 х 1,22 х 2,10 м.
Масса — 5830 кг.
Размеры насосного модуля - 2,50 х 1,22 х 1,83 м. Масса - 3592 кг.
Румынские насосные агрегаты АЧФ-700Е с электроприводом, установ-
ленные на платформе ’’Слава”, по своим техническим характеристикам
конкурентоспособны с насосными агрегатами НТ-400. Так, насос ЗПЧФ-
300 с электроприводом установленной мощности 850 кВт располагает
гидравлической мощностью 465 кВт. Агрегат АЧФ-700Е, оснащенный
плунжером 114,3 мм, обеспечивает при давлении 42 МПа теоретический
дебит 632 л/мин. Агрегат НТ-400 при том же давлении - дебит около
640 л/мин.
В благоприятную погоду предпочтительнее проводить операции по
стимулированию со специально оборудованных судов. Преимущества
использования судов обусловлены значительной вместимостью цистерн
судов для соляной кислоты, а также большой гидравлической мощностью,
установленных агрегатов. Судно со скважиной во время операции свя-
зывается металлическим шлангом высокого давления.
Чтобы представить себе масштабы развития работ по стимулированию
морских скважин, приводится следующий факт: только фирма ”Хал-
либуртон” располагает 78 специально оборудованными судами для про-
ведения обработок (табл. 11.2).
Отмечается большая вместимость хранилищ для концентрирован-
ной кислоты (от 200 до 500 м3), что позволяет приготавливать 400—
1000 м3 раствора с содержанием 15 % НС1.
Резервуары для соляной кислоты расположены под палубой и имеют
антикоррозионную изоляцию из резиновых пластин или сульфополифе-
иоловыхсмол. •
Большая вместимость резервуаров для хранения воды и дизельного
топлива обеспечивают очень высокий коэффициент использования су-
дов, которые в период, когда не проводятся операции по стимулирова-
нию, снабжают водой и дизельным топливом буровые платформы.
Гидравлическая мощность установленных иа судах агрегатов весьма •
значительна и для агрегатов НТ-400 с дизельным приводом составляет
окопо 4784 кВт, а для агрегатов фирмы ’’Довели” с приводом от элект-
ромоторов постоянного тока — около 6624 кВт.
Такие мощности для одной операции по стимулированию обеспе-
чивают дебиты нагнетания 4800—16000 л/мин. Возможность реализации
высоких дебитов нагнетания и приготовления рабочих жидкостей в объ-
еме 1500—2000 м3 на операцию позволяет одновременное стимулирование
больших интервалов (150—200 м) с использованием агентов временной
блокировки и расклиниванием образованных трещин значительным
количеством расклинивающего материала (100—150 т на операцию).
Такие операции по стимулированию, как правило, приводят к уве-
личению дебитов в пять—семь раз, обеспечивая эксплуатацию скважин
174
Т аблица 11.2
Основные характеристики судов, применяемых при стимулировании скважин
фирм ’‘Халлибуртон” и ’’Довелл”
Судно Установ- ленная мощ- ность двига- телей, кВт Ско- рость, узлы Размеры, м Число агре- гатов Гид- равли- чес- кам мощ- ность, кВт Вместимость резерву- аров для^сракения, м
КИС- ЛОТЫ ди- зель- ного топ- лива воды
220 1656 12 64x12,8x4,6 10 4784 315 385 150 ’’Халлибуртон” НТ-400 219 1656 12 55x12x4,5 10 4416 365 345 90 ’’Халлибуртон” НТ-400 Твен 1766 13 50x11,5x4,9 5 2208 200 625 150 ’’Халлибуртон” НТ-400 10 2208 15 64x14,8x4,8 6 6624 500 600 100 ’’Довелл”
с высокими дебитами (1500—4500 м3/сут), что способствует быстрой
амортизации весьма значительных затрат на разведку н эксплуатацию
морских месторождений.
ТЕХНОЛОГИЯ РАБОТ И РЕЗУЛЬТАТЫ СТИМУЛИРОВАНИЯ
МОРСКИХ СКВАЖИН
Значительный научно-технический прогресс отмечается не только
в создании оборудования и механизмов для стимулирования морских
скважин, но и в разработке продуктов и технологий работ.
Достижения в области химикатов и присадок привели к созданию
продуктов с низкой токсичностью и загрязняющей способностью, быстро
растворимых или диспергируемых в рабочих жидкостях (даже во время
их закачки), а также к созданию значительного числа порошкообразных
присадок, что значительно облегчило работу с ними, их транспортировку
и хранение иа ограниченном пространстве и в сложных атмосферных
условиях.
Для веществ, обладающих свойствами быстрого растворения или
диспергирования, во время закачки рабочих жидкостей в скважину
исключается предварительное смешивание, которое необходимо для обес-
печения однородности рабочих растворов и контроля за их качеством.
Для точной дозировки жидких или порошкообразных присадок,
а также для контроля за качеством рабочих растворов созданы электрон-
ные контрольно-измерительные приборы и аппараты, обеспечивающие
выполнение заранее установленной программы стимулирования или
модификации программы в зависимости от изменения параметров во
время операции.
175
Таблица 11.3
Физические параметры пород-коллекторов
Керн Порис- тость, % Проница- емость вдоль пласта, 10~ мкм2 Раствори- мость в НС1, % Керн Порис- тость, % Проница- емость вдоль плита, Ю”3мкм* Раствори- мость в Hci, %
А 28,2 1,13 79,5 D 35 0,55 88
В 27,6 ' 1.75 80 Е 30,8 3,30 93,5
С 28,4 10,05 54 F 23,4 0,68 98
Таким образом, удалось разработать новые технологии с высокой
гибкостью и эффективностью, которые немедленно были приняты и
для стимулирования на суше.
Удалось сочетать гидроразрыв, используя нейтральные высоковяз-
кие жидкости разрыва (500-10000 мПа • с) с одновременной кислот-
ной обработкой созданных трещин, при этом нейтральные или кислотные
жидкости закачивали в процессе одной и той же операции с направлени-
ем их в ннзкопроницаемые эоны, используя агенты временной блокиров-
ки.
В качестве примера рассмотрим операции кислотного гидроразрыва
иа месторождении Экофиск в Северном море.
Структура Экофиск представляет собою антиклиналь, ориентирован-
ную приблизительно с севера иа юг, длиной 12 км и шириной 7,2 км;
залежи нефти и газа размещены в третичных отложениях и приурочены
к датскому ярусу и палеоцену. Основным продуктивным объектом
является датский ярус, представленный микритовыми и биомикритовыми
известняками с высокой пористостью, но низкой проницаемостью*, от
10“3 до (1&-12) • 10”3 мкм2 (табл. 11.3).
Продуктивные известняки залегают в интервале глубин 2957—3353 м
и имеют в сводовой части залежи толщину 396 м. Пластовая температура
составляет около 135 °C (градиент 3,5 °С/100 м) при давлении в залежи
около 49 МПа (градиент 0,0143 МПа/м).
Из табл. 11.3 видна хорошая растворимость кернов в соляной кис-
лоте. Лабораторным путем установлен оптимальный состав рабочих
растворов. Выбрана смесь, состоящая из 92 частей 15%-цой НС1 и 8 час-
тей концентрированной муравьиной кислоты. Испытания показали, что
присутствие муравьиной кислоты увеличивает растворяющую способ-
ность кислотного раствора и улучшает антикоррозионную защиту метал-
лического оборудования скважины. Растворяющая способность смеси.
14%-иой НС1 с концентрированной муравьиной кислотой эквивалентна
растворяющей способности раствора с содержанием 20 % НС1. 4
Ингибирование коррозии осуществлялось с помощью органических -
ингибиторов, опробованных в лаборатории при пластовых (122 °C)
температуре и (35 МПа) давлении. Потеря массы колонны насосйо-ком-
прессорных труб из стали марки N-80 при контакте со смесью соляной
176
и муравьиной кислот составляет 0,3 и 2 кг/м2. Продолжительность испы-
таний составляла 6 ч.
Проведены также испытания по образованию эмульсий - пластовой
нефти с морской водой и пластовой нефти с кислотным раствором для
выбора наиболее эффективных ПАВ для предотвращения образования
эмульсий при контакте рабочих растворов, приготовленных иа основе
морской воды, с пластовой нефтью.
Геологические исследования кериов показали, что как кислотная
обработка матрицы, так и кислотный гидроразрыв могут быть с успехом
применены в данном типе карбонатных отложений.
В конечном итоге остановились на кислотном гидроразрыве, считая,
что этот тип обработки наиболее приемлем для разрезов большой толщи-
ны, так как дает возможность дополнительного вовлечения в зону дре-
нажа ниэкопроиицаемых пропластков и преодоления зоны блокирования
пласта вблизи ствола скважины.
Технология кислотного гидроразрыва, примененная на месторожде-
нии Экофиск, имела следующие особенности:
перед кислотным раствором закачивали вязкую жидкость для тре-
щин ©образован ия;
после жидкости разрыва закачивали кислотный раствор для кис-
лотной обработки созданных трещин, увеличения диаметра проточных
каналов и образования саморасклинивающего рельефа трещин.
Жидкость разрыва готовили иа морской воде с присадками геле-
образующего и антифильтрукццего агентов. Гелеобразующий агент пред-
назначен для снижения потерь давления иа треиие прн закачке вязких
жидкостей с высокими дебитами.
Поскольку стимулирование предполагалось осуществить в большом
интервале (около 160 м), прикладывались усилия для реализации равно-
мерного распределения рабочей жидкости по всему перфорированному
интервалу. В качестве отклоняющего агента выбрана органическая кис-
лота, имеющая низкую растворимость как в нефти, так и в соленой воде.
Отклоняющий агент транспортировался желатинизированной морской
водой. Использовались равные объемы кислотного раствора и желатини-
зированной воды, составляющие 2—2,5 мэ на 1 м перфорации. Протяжен-
ность перфорированных интервалов изменялась от 9 до 152 м. Наилучшие
результаты получены при использовании больших объемов кислотного
раствора и жидкости разрыва.
Приведем пример типовой обработки скважины на месторождении Экофиск.
Данные скважины: глубина скважины 3374 м; интервал перфорации 3337-
3127 м; мощность перфорированного интервала - 157 м; диаметр эксплуатацион-
ной колонны - 177,8 мм; диаметр насосно-компрессорных труб - 114,3 мм.
Скважину обрабатывали 320,175 mj кислотного раствора иэ соляной и му-
равьиной кислот с добавками ингибитора коррозии и понизителей трения и
320,175 м3 желатинизированной воды. Обработку проводили в 26 этапов, первые
25 этапов разделялись закачкой отклоняющего агента между кислотой и желатини-
зированной водой.
Каждый объем в 26 этапах состоял из 12,375 м3 желатинизированной воды,
обработанной агентом гелеобразования, понизителями трения, антифильтрующими
177
Данные расчетов скин-эффекта Таблица 11.4
Скважина Тотпина ИССЛС- дованного ин- тервала, м Прошшаемо^ть, 10 мкм2 Скин-эффект
до стиму- лирования после сти- мулирова- ния
1 9 11 6 -4,1
2А 37 6 12 -4.3
2В 34 1 И -6
ЗА 66 24 24 -6
ЗВ 52 23 23 -6
агентами и ПАВ, 12,375 м3 смеси соляной и уксусной кислот, обработанной понизи-
телем трения, ПАВ и ингибитором коррозии, и 1^570 м3 отклоняющего флюида,
обработанного агентом гелеобразования, ПАВ и отклоняющим агентом.
Закачивали последовательно 720 мэ жидкости со средним дебитом около
2400 л/мин при среднем давлении 24,5 МПа без снижения дебита нагнетания или
прекращения закачки, благодаря устройству для смешения химикатов, о котором
говорилось выше.
Для определения эффективности обработок до и после операций по стиму-
лированию скважину гидродинамически исследовали (табл. 11.4).
Видно, что скин-эффект снизился с 15 до -5 (средние значения), свидетельст-
вуя о значительном удалении блокировки и очень большом увеличении проницае-
мости пласта в призабойной зоне скважин. При некоторых обработках получены
значения скин-эффекта, очень близкие к максимальному, который теоретически
может быть получен в результате стимулирования.
В табл. 11.5 приводится сравнение проводимости kh, определенной для по-
иятервальных обработок пласта и при обработке всего вскрытого перфорацией
интервала с помощью агентов отклонения (временной блокировки).
Из 24 м эффективной толщины было перфорировано только 13 м, что привело
к положительному скин-эффекту, снизившему скин-эффект после обработки.
Данные, приведенные в табл. 11.4, наглядно показывают эффективность кис-
лотных гидроразрывов с временной блокировкой ранее обработанных интервалов.
Во время опробования испытателем пластов в каждом интервале раздельно была
проведена кислотная обработка, затем он опробовался и испытывался. После этого
скважина была задавлена глинистым раствором с плотностью 1350 кг/м3 и обса-
жена. После перфорации в тех же самых эонах был проведен кислотный гидрораэрыв
по описанной техиолопш.
Сумма величин kh, определенных для каждого интервала опробования испы-
тателем пластов, согласуется с величинами kh тех же интервалов, определенными
после обсадки и кислотного гидроразрыва. Это показывает, что рабочие жидкости
равномерно направляли во все пять одновременно вскрытых интервалов, несмот-
ря на то, что обрабатывали интервал значительной общей мощности. Использование
Таблица 11.5
Сравнение расчетов параметра kh
Скважина kh • Ю-J, мкм2 . м Скин-эффект после кислотной обработ- ки
поинтервальные обработки обработка всего пласта
1 642,9 628,5 -4
4 309 272,1 -3
5 не испытывалась 958,8 -5
2 1562,1 1705,8 -8
6 902,1 846,3 -5
178
Таблица 11.6
Результаты некоторых обработок по стимулированию
на месторождении Экофиск
Скважина Давление на головке сква- ны, МПа Дебит, м /сут Давление на головке сква- жины, МПа Дебит, и /сут
до кислотной обработки после кислотнс >й обработки
7 25 512 15,7 2671
6 24,7 1010 21,6 3417
8 4,9 500 14,0 1818
9 12,8 1007 22,7 1968
10 19,3 954 26 2022
11 12,8 595 26,1 2076
3 7,9 1565 23,1 2480
12 8.6 626 24,2 1670
такой технологии позволяет получит^ максимальные рабочие дебиты с помощью
простых и непродолжительных работ (табл. 11.6).
Как видно из таблицы, продуктивность увеличилась в 4-8 раз. Это показывает,
насколько экономически выгодно проводить стимулирование скважин по програм-
ме, составленной на основе комплексных лабораторных и промысловых исследо-
ваний, применяя оптимальные для данного месторождения технологию и рабочие
жидкости.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. В оу de la Tour et H. Le leuch. Nouvelles techniques de mise en valeur des res-
sources d’hydrocarbures. In: Revue de L’lnst. Francais du Petrole, vol 36 nr. 3 mai-
iunie, 1981. pg. 251-280.
2. ***Halliburton Offshore Systema Worldwide. Third Edition.
3. King R.E. North Sea geology favors more giant gas/oil finds. In: World Oil, sept,
1972, p. 35-39.
4. Johnson A.K., La Fleur K.K. Well stimulation in the North Sea. In: Petr. Engi-
neer. Int now 1973, p. 58-68.
5. Ziara B.A., Mancillas G., Matson R.P. Ekofisk Stimulation Program, In: Petr. En-
gineer, June, 1977, p. 39-50.
12. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТИМУЛИРОВАНИИ
СКВАЖИН
На современном этапе стимулирование скважин — одна из наиболее
динамично развивающихся областей в добыче нефти. Поскольку рост
числа операции при стимулировании скважии непосредственно связан с
увеличением количества обрабатываемых токсичных и коррозийных
веществ, то необходимо обращать особое внимание иа принятие соответ*
ствующих мер по защите персонала, занятого этим видом деятельности.
Кроме того, начало работ по стимулированию скважин на море поста-
вило еще более трудные проблемы защиты производственного персонала,
связанные с ограниченностью производственных площадей, очень силь*
179
ным ветром, отсутствием устойчивости во время перемещений по влаж-
ной или загрязненной палубе и т.д. Выявление всех аспектов, связанных
с опасностью для персонала, которую несет в себе применение новых
технологий и продуктов, входит в компетенцию исследователей, занима-
ющихся соответствующими проблемами.
Известно, что в области стимулирования скважии научно-технический
прогресс привел к замене технологий и продуктов, применяемых при
этих операциях. Анализ потребления соляной кислоты за последние годы
показывает очевидную тенденцию увеличения применяемых объемов.
В общем, за последние пять пет потребление соляной кислоты удвоилось.
Рост годового потребления соляной кислоты, в которой прибавляются
в соответствующих пропорциях и другие присадки, входя в рецептуру
кислотных обработок (ингибиторы коррозии, замедлители реакции,
ПАВ и тд.), показывает, что технология их приготовления на скважине
является некорректным техническим решением, поскольку предполагает
сосредоточение большого числа людей, оборудования и механизмов
на небольшой площади в условиях работы с веществами с высокой сте-
пенью токсичности.
Для повышения производительности труда и устранения несчастных
случаев с людьми вблизи продуктивных площадей строятся центральные
хранилища для соляной кислоты. Однако, будучи прогрессивным, это
решение ие окончательно, поскольку устраняет только манипулирование
с соляной кислотой. Другие кислоты (муравьиная, уксусная, плавиковая)
а также формальдегид или различные присадки транспортируют на сква-
жину в бидонах и разгружают персоналом бригад по освоению или ремон-
ту скважии вручную или с помощью малой механизации.
Кроме того, в холодное время года ряд веществ, применяемых при
стимулировании скважин, замерзает (уксусная кислота, Акор-22,
S 350), и их необходимо размораживать, нагревая ларом, или сканди-
ровать в теплом помещении.
При работе с концентрированными кислотами на практике не всегда
используют насосы и трубопроводы с антикоррозионной изоляцией,
что приводит со временем к разъеданию отдельных элементов и сое-
динении, вызывает повышение давления нагнетания и образование сви-
щей кислоты под давлением, представляющих опасность для произ-
водственного персонала.
Другой важный аспект представляют давления нагнетания кислотных
растворов и эмульсий. В связи с развитием глубокого бурения и ростом
средних глубин скважии давления нагнетания при стимулировании зна-
чительно увеличиваются.
Если ознакомиться с каталогами обслуживающих форм, то можно
заметить, что начиная еще с 1976 г. агрегатами высокого давления управ-
ляют с пульта, расположенного на расстоянии минимум 15 м от агрегата,
что необходимо для предотвращения несчастных случаев с операторами
при аварийном превышении допустимых давлений (например ошибоч-
ное перекрытие вентиля и т.д.) или при разрыве элементов обвязки
со скрытым дефектом.
180
Имея в виду, что вскоре в Румынии будут выпускаться мультипли-
каторы давления, работающие при 105-140 МПа, необходимо своевре-
менно предусмотреть меры защиты производственного персонала вы-
несением пульта управления агрегатом на безопасное расстояние.
Кроме того, прн стимулировании морских скважин необходимо
напомнить, что в первую очередь судно, которое будет заякориваться
вблизи платформы на все время опробования скважины и работы с уг-
леводородами, должно быть специально оборудовано системой пожаро-
тушения с учетом инструкций для суши и современного опыта выпол-
нения таких работ на морских скважинах в Северном море.
При подготовке и проведении операций по стимулированию необхо-
димо, чтобы до начала операции руководитель работ провел подробный
инструктаж с бригадой об операции для предотвращения несчастных
случаев, которые могут произойти из-за несоблюдения инструкций и
неиспользования защитных средств. Операции с кислотами, аминами,
амидами, спиртами, веществами раздражающего или токсичного действия
на кожу и даже глаза требуют защитного костюма, состоящего из сапог,
очков, защитной спецовки, рукавиц н резинового фартука, а также рабо-
ты на открытом воздухе. При поражении немедленно промывают обож-
женное место большим количеством воды, применяя нефтепродукты для
удаления жирных продуктов, но ни в коем случае не допуская продолжи-
тельного контакта с такими продуктами.
При попадании кислоты в глаза немедленно приступают к обильной
промывке глаз чистой водой, а затем слабым свежеприготовленным
раствором 2%-ного бикарбоната натрия для нейтрализации возможных
следов кислоты. После оказания первой помощи пострадавший срочно
направляется в медицинское учреждение.
Для нейтрализации действия кислотного раствора, когда он попадает
иа кожу или в глаза, необходимо, чтобы иа скважнне находилась меди-
цинская сумка, содержащая следующие медикаменты: раствор бикар-
боната натрия (с концентрацией 2%) - 5 л; раствор борной кислоты
(с концентрацией 2 %) — 5 л; магниевый вазелин — 100 г; вата — 150 г.
Концентрированная соляная кислота сливается в чаны путем сифо-
нирования по трубопроводу за счет естественного напора или из опле-
тенных бутылей откачкой с помощью резинового шланга.
При сильном испарении кислоты применяют противогаз. Запрещается
ручной слив кислоты из оплетенных бутылей или бидонов. Вблизи места
приготовления кислотного раствора должна находиться бочка с чистой
водой, которая присоединяется к водопроводу гибким шлангом, осна-
щенным вентилем.
Не допускается стимулирование скважин в ночное время. Процесс
организуют таким образом, чтобы он заканчивался в течение дня. Когда
это невозможно, устанавливают специальные рефлекторы для создания
абсолютной видимости на всех установках-носителях кислоты, а также
и на устье скважины. К скважине, на которой проводится операция по
стимулированию, доставляют песок в количествах, достаточных для за-
сыпки мест, загрязненных кислотой.
181
Необходимо иметь в виду, что пары плавиковой кислоты в воздухе
даже при концентрации 0,001 мг/л являются токсичными. По этой при*
чине рекомендуют манипулирование с плавиковой кислотой проводить
только в закрытой системе, с сифонами, уплотненными медью или
сталью, следя за тем, чтобы оператор был всегда расположен по отно*
щению к емкости с подветренной стороны.
Когда работают с новым продуктом Тенсал, необходимо помнить,
что ои нетоксичен, не поражает кожу и только иногда может вызывать
аллергические реакции с раздражением кожи при длительном контакте
с этим продуктом. Однако этот продукт, как и другие продукты, исполь-
зуемые при кислотных обработках скважин, является опасным для
глаз. По этой причине необходимо избегать его попадания в глаза, но
если это произошло, то принимаются меры, аналогичные рекомендован-
ным для других кислот. При разбавлении водой отработанный раствор
Теисала, извлеченный из скважины, может быть слит где угодно, посколь-
ку с химической точки зрения ведет себя как удобрение иа основе ор-
ганических фосфатов.
В случае когда для ингибирования кислотного раствора используют
формальдегид, необходимо иметь в виду, что ои поражает кожу при
прямом контакте и раздражает глаза и дыхательные пути за счет выде-
ления паров даже при концентрации не более 0,005 мг/л.
Пораженные места промываются, как и при ожоге соляной кислотой,
нейтрализующими растворами, а при попадании в глаза после оказания
первой помощи на скважине необходимо обращаться к врачу.
При работе с поверхностно-активными веществами необходимо
иметь в виду, что хотя они и обладают моющими свойствами, их при-
менение для мытья тела опасно, поскольку их растворы вызывают обез-
жиривание кожи, облегчая таким образом проникновение в организм
токсичных веществ. В случае когда ПАВ попадает иа кожу, их обильно
смывают водой с мылом, затем смазывают кожу вазелином. Другой
класс веществ — спирты — во многих случаях приводят к отравлениям,
слепоте или даже к смерти людей, которые ие соблюдали инструкции, при-
нятые для работы с ними. Особую опасность представляет метиловый
спирт, который, будучи выпитым, может привести к слепоте или даже
смерти.
При работе со спиртовыми растворами принимаются меры для пре-
дупреждения и тушения пожаров, а именно: запрещается применение
аппаратов, инструментов или предметов, которые могут порождать искры
или пламя, а также приближение с огнем или любыми возгораемыми
или раскаленными предметами на расстояние ближе 50 м от скважины.
При работе с указанными продуктами желательно, чтобы бочки
открывали очень аккуратно. В верхней части необходимо предусмотреть
резьбовые пробки для выпуска скопившегося газа без выброса материала.
Принимая во внимание все вышесказанное, рекомендуется проводить
операции по стимулированию как можно быстрее, избегая длительного
пребывания продуктов без надзора хорошо проинструктированного
персонала.
На пожароопасные операции обязательно приглашаются пожарные.
182
В особых случаях, когда при проведении стимулирования используют
азот, должны соблюдаться следующие предписания:
все помещения и места, где возможно обогащение воздуха азотом,
должны быть отмечены указательными таблицами безопасности;
помещения, где может скапливаться азот при нормальной эксплуата-
ции установок или в случае повреждений, должны быть оборудованы
системой вентиляции, чтобы ие происходило обогащение воздуха азотом
свыше 81 %;
в помещении, где в атмосфере содержание азота выше 82 %, необхо-
димо находиться или работать только с изолирующим противогазом
с подачей свежего воздуха;
если во время работы с азотом кто-нибудь из работающих теряет
сознание, то пострадавшего немедленно выносят на свежий воздух, ему
делают искусственное дыхание и немедленно извещают ближайший ме-
дицинский пункт;
сжиженные газы (азот) необходимо хранить только в сосудах спе-
циальной конструкции, которые должны быть соответствующим обра-
зом помечены; сосуды следует оберегать от любых ударов или нагрева-
ния выше температуры сжижения во избежание опасности (резкое воз-
растание давления н взрыв);
нагрев сосудов со сжиженным газом (азот) осуществляют с чрез-
вычайной осторожностью, не допуская внутреннего барботирования;
первая помощь при обмораживании предусматривает разогрев и реа-
нимацию организма.
Если поражена большая часть тела, что приводит к прямой гипо-
термии (общее понижение температуры тела), для пораженного устраи-
вают согревающую ванну; температура воды постепенно повышается
до 35-40 °C;
ванна может быть заменена теплым обертыванием с использованием
бутылки с горячей водой;
теплое питье прописывается только после того, как поражеииый
пришел в себя и может хорошо глотать. Не разрешается давать спиртные
напитки и курить;
не прописываются медикаменты, которые активизируют крово-
обращение или дыхание;
пораженного необходимо немедленно доставить в больницу при
абсолютной неподвижности, продолжая реанимацию во время транспорти-
ровки, если в этом есть необходимость.
при локальных обмораживаниях снимается одежда с пораженной
эоны и делается теплая ванна с температурой воды 35—40 °C.
Если на обмороженной поверхности появляются пузыри, то пора-
женная зона накрывается стерильными сухими салфетками, а сверху
накладывают: защитную повязку (ВНИМАНИЕ: ие допускается повреж-
дение пузырей), после чего пораженный направляется в больницу.
Контакт с криогенными жидкостями может привести к обморажи-
ванию вплоть до замораживания тканей, которые становятся хладо-
ломкими. Действия по снятию одежды должны быть мягкими. Разогрев
должен проводиться постепенно.
183
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие.......................................................... $
I. Факторы, ухудшающие сообщаемость пласта со скважинами, и их влияние
на продуктивность или приемистость скважии........................... 6
Факторы, увеличивающие фильтрационное сопротивление призабойной
зоны пласта...................................................... б
Влияние увеличения фильтрационного сопротивления призабойной зоны
пласта на продуктивность скважины............................... 13
X Способы интенсификации скважин и характеристики, положенные в основу
их выбора и проектирования.......................................... 20
Способы улучшения сообщаемое™ между пластом и скважиной......... 20
Вы бор способов интенсификации притока в скважины.............. 27
3. Характеристика и механизм воздействии кислот при обработке скважин
для повышения их продуктивности. ................................... 29
Электролитическая диссоциация................................... 30
pH растворов. Ионное произведение воды.......................... 32
Химические, реакции. Константа равновесия....................... 44
Скорость реакции.............................................. 47
Неорганические и органические кислоты........................... 55
Список литературы............................................... 55
4. Ингибиторы кислотной коррозии и замедлители реакции............. 56
Ингибиторы коррозии для кислотных растворов, применяемых при стиму-
лировании скважин. . :.......................................... 58
Замедлители реакции раствора кислоты с породами продуктивного пласта 62
Список литературы............................................... 63
5. Присадки, используемые в комплексных растворах для стимулирования
скважин.......................................................... . 63
Поверхностно-активные вещества для уменьшения поверхностных натя-
жений растворов при обработке скважин . . . .................... 64
Агенты, предупреждающие образование или разрушающие эмульсии.... 72
Присадки для стабилизации глин.................................. 73
Агенты для изменения смачиваемости.............................. 74
Взаимные растворители........................................... 75
Структурирующие агенты.......................................... 76
Комплексирующие агенты.......................................... 77
Список литературы . ................................... 78
6. Жидкости разрыва и расклинивающие материалы, применяемые прн гидрав-
лическом разрыве продуктивных пластов............................... 79
Теоретические основы п&равлического разрыва пластов............. 79
Нейтральные жидкости для гидравлического разрыва продуктивных от-
ложений................................................... ..... 81
Кислотные жидкости для гидравлического разрыва продуктивных отло-
жений .......................................................... 87
Расклинивающие материалы........................................ 91
Список литературы............................................. 94
184
Составы для кислотных обработок и улучшения межфазных натяжений
I призабойной зоне пласта............................................ 94
Обычный солянокислотный раствор.................................. 94
Стабилизированные кислотные составы.............................. 96
Состав для стимулирования скважин, включающий плавиковую кислоту 98
Поверхностно-активный кислотный состав.......................... 102
Сопянокислотный состав повышенной концентрации для обработки сква-
жин............................................................ 109
Кислотный состав с запаздыванием реакции......................... ПЭ
Спиртокислотный состав.......................................... 116
Неадсорбирующий кислотный раствор............................... 119
Специальные кислотные составы............................,...... 120
Бескислотные составы для стимулирования скважин................. 124
Список литературы............................................... 125
|к Увеличение продуктивности скважин путем гидравлического разрыва пласта 126
Многократный гидроразыв пласта.................................. 126
Временная блокировка уплотняющими шарами........................ 128
Ограничение числа перфорационных отверстий...................... 129
Двухфракционный способ.......................................... 131
Список литературы............................................... 134
I. Увеличение продуктивности скважин обычной глубины............... 135
Влияние литологии на эффективность операций но увеличению продуктив-
ности скважин.................................................. 135
Карбонатные коллекторы.......................................... 136
Гранулярные коллекторы.......................................... 143
Влияние температуры на операции но интенсификации................147
Температурный режим нефтегазоносных провинций Румынии............148
Способы борьбы с отрицательным влиянием температуры при операциях
по интенсификации................................................152
Список литературы................................................159
Увеличение продуктивности глубоких скважин........................160
Список литературы................................................168
11. Увеличение продуктивности морских скважин.......................168
Общие сведения о бурении и эксплуатации морских скважин..........168
Оборудование для интенсификации морских скважин.......... 170
12. Техника безопасности при стимулировании скважин..- . ,