Способ обработки призабойной зоны скважины

Способ обработки призабойной зоны скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для увеличения продуктивности малодебитных добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для интенсификации карбонатных коллекторов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку кислоты через скважину в зоне продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов: РД 39-2-1306-86. Министерство нефтяной промышленности, 1985 г.; Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов», Москва, ВНИИОЭНГ, 1992 г. ). Основным недостатком данного способа является его низкая эффективность в условиях наличия в скважине асфальтенов и парафина.

Если есть подозрение о наличии в скважине асфальтенов и парафина, закупоривающих пласт, то с целью устранения данного повреждения перед закачкой кислотного реагента производится промывка пласта органическими растворителями. Зачастую наличие асфальтенов и парафина является основной причиной повреждения и, удалив его, проведение кислотной обработки может даже и не потребоваться.

Наиболее близким к заявляемому способу является способ обработки скважин карбонатного нефтяного пласта путем последовательной закачки смеси углеводородного растворителя и кислотных реагентов (Б.З. Сергеев и др. «Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин», «Нефтепромысловое дело», 1978 г., №8 с. 12-13). Углеводородный растворитель фильтруется в нефтенасыщенные интервалы продуктивного пласта, отмывает АСПО и, кроме того, снижает вязкость нефти. Обработка углеводородным растворителем обеспечивает в призабойной зоне создание повышенной углеводородонасыщенности и увеличивает фазовую проницаемость по нефти.

В известном способе кислотной стимуляции призабойной зоны нефтяного пласта с карбонатными коллекторами в качестве кислотного реагента применяют композиции соляной кислоты с различными химическими реагентами, изменяющие свойства реагента, так как соляная кислота в индивидуальном виде из-за высокой скорости растворения карбонатов при обработке призабойной зоны пластов недостаточно эффективна (Кристиан М. и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985, с. 118).

Известны технические решения, предусматривающие увеличение эффективности воздействия соляной кислотой на обрабатываемую среду за счет увеличения длительности этого воздействия путем введения органической кислоты. Например: известен состав, содержащий ингибированную соляную кислоту, уксусную кислоту и воду (Логинов Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра,

1966 г., с. 25; Логинов Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1972 г., с. 51; А.И.Булатов и др. Освоение скважин, Москва, ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с. 304-305); известен способ обработки прискважинной зоны пласта путем его обработки составом, содержащим соляную и лимонную кислоты (А.И.Булатов и др. Освоение скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с. 320-321).

Кроме того, органические кислоты выполняют роль стабилизатора продуктов кислотной реакции. При обработке пласта в призабойной зоне скважины кислотный раствор реагирует с карбонатами кальция и магния, окислами железа, силикатами алюминия, образуя растворимые хлориды, которые остаются в растворенном состоянии до истощения кислоты, пока раствор имеет низкий pH<2. Раствор HCl истощается относительно быстро, и pH возрастает, стремясь к 6. Часть образовавшихся хлоридов остается в растворенном состоянии, а другая в результате гидролиза образует соединения, такие как гидроксиды железа Fe(OH)₃ и алюминия Al(ОН)₃, которые осаждаются, давая вторичные отложения, имеющие вид гелей. Введение в кислотный раствор, например, уксусной кислоты позволяет избежать вторичного выпадения осадков. При реакции уксусной кислоты с породой пласта образовавшиеся продукты реакции (уксусно-кальциевые или уксусно-магниевые соли - [(C₂H₃O₂)₂Са+H₂O; (C₂H₃O₂)₂Mg+3H₂O] растворимы в отработанном кислотном растворе. В водных растворах уксусная кислота слабо диссоциирует CH₃COOH+H₂O=R-СОО^-+H₃O⁺, имея константу ионизации К=1,75•10^-5 при 25°C. Поэтому она реагирует не полностью, сохраняя равновесие между продуктами реакции и системой реагентов. Это позволяет предупреждать выпадения нерастворимого осадка гидроокиси железа в поровом пространстве породы и замедлять реакции при кислотных обработках.

Недостатком данных рецептур является их низкая эффективность из-за недостаточной растворимости минерального вещества породы и глубины проникновения в нефтяной пласт. Составы образуют стойкие и плотные нефтекислотные эмульсии, имеют высокое значение межфазного натяжения на границе раздела с нефтью, что затрудняет проникновение составов в нефтенасыщенную часть пласта.

Глубина проникновения в нефтяной пласт увеличивается за счет снижения величины межфазного натяжения на границе раздела кислоты с нефтью и породой пласта путем введения в состав кислотной композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ). Например, известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку катионоактивного ПАВ (патент США №3389750). Известны составы, содержащие ПАВ, соляную кислоту и воду (патент РФ №2065032; состав и технология для глубокой обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах / Вердеревский Ю.Л., Валеева Т.Г., Арефьев Ю.К., Галимов P.P. // Нефт. х-во. - 1994. - №5. - С. 44-46). Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными растворами, содержащими различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов (В.Н. Глушко, О.В. Поздеев. «Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин». - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, стр. 28-40). Повышение эффективности способа достигается за счет эффекта выравнивания скоростей реакции кислоты с водо- и нефтенасыщенной горной породой. Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов, включающий соляную кислоту, ПАВ, растворитель и ортофосфорную кислоту (патент РФ №2293101). Известны также составы кислотных композиций, содержащие соляную кислоту, уксусную кислоту, ПАВ, и воду (патент РФ №2138634). Соляная кислота с добавкой органической кислоты и ПАВ реагирует с карбонатной породой с замедленной скоростью, что увеличивает глубину проникновения в пласт.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта (по патенту RU 2467164, выбран в качестве прототипа), включающий закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции путем депрессионного воздействия, а кислотный реагент содержит, масс. %: галоидводородную кислоту 0,5-5,0, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную кислоту, или алкилбензосульфокислоту 8,0-85,0, ПАВ 0,2-5,0, комплексообразователь 0,1-1,0, воду остальное. В способе дополнительно перед проведением обработки на образцах керна в лабораторных условиях проводят серию экспериментов, позволяющих выбрать оптимальный состав обрабатывающего средства с учетом минералогических особенностей пласта и насыщающих его пластовых флюидов. Эффективность кислотной стимуляции достигается за счет предотвращения образования асфальто-смолистых отложений, снижения коррозионной агрессивности состава, снижения скорости растворения карбонатной породы, высокой поверхностной активности на границе с нефтью. Способ недостаточно эффективен ввиду того, что не учитывает различия взаимодействия (растворения) обрабатывающего средства с различными структурно-генетическими типами известняков, выделяемых по результатам петрографического анализа кернов. Кроме того, способ не учитывает негативное влияние воздействия техногенной нагрузки, проявляющейся в составе нефтяного флюида из обрабатываемой скважины, на эффективность выбора обрабатывающего средства и способа его технологического применения.

Во многих случаях, в том числе в вышеупомянутых известных решениях, выбор обрабатывающего средства осуществляют по данным исследования керна и геофизических исследований скважин. В результате полученных данных создают картину состояния литолого-минералогической (вещественной) изменчивости обрабатываемого пласта по толщине и простиранию. Однако полученные результаты одинаково интерпретируются к различным структурно-генетическим типам пород, в частности карбонатным. В результате оказывается, что различные типы структурно-генетических пород, встречающихся в разрезе пласта скважины, отличающиеся друг от друга возрастом, вещественным составом, структурой, текстурой, строением порового пространства и т.д., обрабатываются одним типом средства (кислотным составом). Это приводит к неуправляемому кислотному воздействию на различные структурно-генетические типы известняков, что ведет к получению результата на одном типе и отсутствию его на остальных, слагающих продуктивный нефтенасыщенный пласт.

Традиционные геофизические исследования, а также способы, включающие определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа (RU, патент 2453696, Е21В 43/27, 2010 г. ), имеют очень низкую достоверность при отображении геологической неоднородности прискважинной зоны пласта, накопленных проявлений техногенной нагрузки и дополнительных проявлений техногенной нагрузки,

создаваемой самим кислотным воздействием, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта.

Соответствие свойств кислотных композиций и обрабатываемой среды прискважинной зоны пласта можно обеспечить отбором керна, пластовой жидкости в каждой скважине и проведением комплекса лабораторных исследований, включающих комплекс минералого-литологических исследований карбонатных образований, фильтрационные и томографические исследования форм каналов проникновения кислоты в пласт, и достигать регулированием свойств кислотных композиций.

Регулирование физико-химических свойств кислотных композиций на этапе лабораторных исследований является сложным, многоплановым и многофакторным процессом, который осложняется наличием ряда жестких технологических и экономических требований. Процесс должен обеспечивать появление нового свойства композиции без негативного влияния на весь комплекс других, не менее важных функций. Однако лабораторная практика сводится в основном к методу поочередного подбора компонентов композиции до достижения приемлемых выходных свойств. Известные методики планирования эксперимента с применением математических методов по оптимизации выходной рецептуры, например с применением функции желательности Харрингтона (Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. -2-е изд., перераб. и доп.-М.: Наука, 1976.-278 с. ) позволяют свести все исследуемые параметры в один численный безразмерный параметр, и процесс регулирования ведется по одному обобщенному параметру. Это уменьшает объем лабораторных исследований, но не решает проблему выбора выходного параметра. В итоге свойства кислотных композиций, зачастую, не соответствуют обрабатываемой среде.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования и разрушения сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

Эффект выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, вскрытого скважиной, экспериментально установлен авторами. В примере конкретной реализации способа приведены результаты исследований по выравниванию скоростей кислотной реакции со структурно-генетическими типами известняков башкирского яруса.

В карбонатных коллекторах в процессе кислотной обработки формируются так называемые червоточины [1] или каверны, которые проникают далеко за пределы призабойной зоны или являются продолжением перфорационных отверстий. При анализе микропроцессов, происходящих на уровне отдельных пор, в первую очередь, выделяют процесс формирования червоточин или отдельных, высоко проводящих поровых каналов, в которых расходуется большая часть кислоты и через которые обеспечивается затем повышенный приток пластовой жидкости к забою скважины. Диапазон формирования червоточин изменяется от однородных пустот вблизи закачки (полное растворение среды) при низких скоростях фильтрации до сильно разветвленных структур при высоких скоростях закачки [3]. Создание одной доминантной червоточины без чрезмерного бокового ответвления является наиболее оптимальным, с точки зрения повышения эффективности способа кислотной стимуляции, и позволяет кислотному раствору глубже проникать в пласт.(Christopher N. Fredd, Н. Scott Fogler. Influence of transport and reaction on wormhole formation in porous media //AIChE Journal.-1998.- V.44.- №9.- P. 1933-1949; Economides, M.J. Petroleum production systems / M.J. Economides, A.D. Hill, C.E. Economides. - Inc. Upper Saddle River, 1993. - 611 p.). На фиг. 1-в (из работы [2]) представлена структура растворения известняков, имеющая форму доминантной червоточины.

Наиболее сложной и стойкой к разрушению формой проявления техногенной нагрузки при проведении кислотной стимуляции являются сладж-комплексы (Ali A. Garrouch, Adel Н. Malallah. An empirical model for predicting crude studding potential caused by acidizing //International Journal of Petroleum Science and technology. - 2007. - V1. - №1. - P. 23-36). Это соединения асфальтенов, содержащихся в нефти, и ионов железа Fe⁺³, появление которых связано с гидролизом гидрата железа [Fe(ОН)₃]. В результате длительного техногенного воздействия на нефтяной пласт при эксплуатации скважины происходит трансформация природной системы. Изменения параметров породы пласта, нефти и пластовой воды, составляющих природную систему, характеризуют техногенную нагрузку, которая проявляется в продукции скважины в виде пластовой и закачиваемой воды, механических примесей, ионов железа Fe³⁺, асфальтосмолопарафинов и водонефтяных эмульсий. Стойкость водонефтяных эмульсий к разрушению возрастает при увеличении техногенной нагрузки на скважину (патент 2390628 РФ, МПК Е21В 47/00, Е21В 43/00). Техногенная нагрузка возрастает в процессе кислотной обработки за счет взаимодействия кислоты и природных ПАВ в составе нефтей и образования нефтекислотных эмульсий, а также за счет наличия в составе солянокислотной композиции ингибиторов коррозии, оказывающих эмульгирующее действие. В процессе кислотной обработки происходит образование и нерастворимых продуктов реакции, снижающих проницаемость пласта и эффективность кислотной стимуляции, образование червоточин прекращается. Авторами экспериментально установлено, что условиями образования сладж-комплексов являются термобарические параметры пласта и присутствие практически всех известных проявлений техногенной нагрузки, полученной скважиной в ходе эксплуатации и кислотной обработки: пластовая и закачиваемая вода, механические примеси, асфальтосмолопарафины, водонефтяные эмульсии, нефтекислотные эмульсии и ионы железа Fe³⁺. Условием формирования сладж-комплексов является образование нефтекислотных эмульсий. При соотношении реагентов кислота /нефть в пределах 75:25, 50:50 и 25:75 в присутствии ионов железа Fe⁺³ (5 промиль - 5 г/л) и интенсивном перемешивании были получены стойкие к разрушению высоковязкие кислотные эмульсии. Термостатированием полученных нефтекислотных эмульсий при изменении температуры от 20°C до 100°C (в пределах пластовых температур) и с последующей фильтрацией через сито с ячейкой 200 меш (300 мкм) было визуально зафиксировано образование сладж-комплексов (фиг. 2.1; фиг. 2.2; фиг. 2.3). Таким образом, присутствие сладж-комплексов в скважинной продукции характеризует высокий уровень техногенной нагрузки на скважину.

Технический результат достигается в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку углеводородного растворителя, закачку кислотной композиции, содержащей галоидоводородную кислоту, органическую кислоту, анионоактивные, неионогенные и катионоактивные поверхностно-активные вещества, продавку кислотной композиции в глубину пласта продавочной жидкостью, осуществление технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине. Перед закачкой кислотной композиции производят последовательность операций по регулированию свойств кислотной композиции: скорости кислотной реакции в зависимости от достижения выравнивания скорости растворения структурно-генетических типов известняков, представленных в разрезе скважины; величины межфазного натяжения композиции с породой пласта и насыщающим пласт нефтяным флюидом в зависимости от получения канала проникновения кислотной композиции в пласт в виде доминантной червоточины; и способности композиции предотвращать и разрушать проявления техногенной нагрузки в виде сладж-комплексов, снижающей техногенную нагрузку на скважину.

Регулирование скорости кислотной реакции производится изменением величины замедления кислотной реакции, путем введения в водный раствор галоидводородной кислоты, органической кислоты в количестве и соотношении, необходимых для выравнивания скорости реакции с известняками различных структурно-генетических типов, выделенных и доминирующих в обрабатываемой зоне.

Регулирование величины межфазного натяжения производится при найденном и неизменном значении величины замедления скорости кислотной реакции путем снижения межфазного натяжения, за счет введения в композицию анионоактивных, неионогенных и катионоактивных поверхностно-активных веществ, до величины, при которой происходит формирование канала проникновения кислоты в пласт в виде червоточины. Выравнивание скорости реакции с типами породы из обрабатываемой зоны считают достигнутым при отношении максимальной и минимальной скоростей реакций для определенных типов породы не большем двух.

Регулирование способности кислотной композиции предотвращать и разрушать проявления техногенной нагрузки в виде сладж-комплексов, снижающей техногенную нагрузку на скважину, производится при найденных и неизменных величинах замедления скорости кислотной реакции и межфазного натяжения путем комплексирования и изменения соотношения анионоактивных, неионогенных и катионоактивных поверхностно-активных веществ. Уменьшают величину проявления техногенной нагрузки до содержания сладж-комплексов не более 1%.

Изобретение поясняется чертежами:

фиг. 1 - структуры растворения известняков: а - поверхностное растворение; 6 - конический канал; в - доминантная червоточина; г -равномерное растворение;

фиг. 2 - образование сладж-комплексов в зависимости от соотношения кислота-нефть в нефтекислотных эмульсиях;

фиг. 3-микрошлифы структурно-генетических типов известняков по разрезу обрабатываемой зоны: 1, 2, 3, 4, 5 - кратность увеличения 20х; 6, 7, 8, 9, 10 - кратность увеличения 600х; ИБ3-1 - известняк

биокластово-зоогенный первого типа; ИБ3-2 - известняк биокластово-зоогенный второго типа; ИП - известняк пелитоморфный; ИС - известняк строматолитовый; ИЛ - известняк литокластовый;

фиг. 4 - томограммы форм каналов проникновения кислоты в пласт при различных величинах замедления скорости кислотной реакции (К) и коэффициентах межфазного натяжения (σ):1 - К=1, σ=10,9 мН/м; 2 -К=5, σ=0,05 мН/м;

фиг. 5 - зависимость содержания сладж-комплексов от концентрации водного раствора соляной кислоты;

фиг. 6 - зависимость коэффициента импакции от скорости закачки кислотного раствора в известняк биокластово-зоогенного типа;

фиг. 7.- компьютерная реконструкция формы проникновения кислотного раствора в известняк биокластово-зоогенного типа: а - коэффициент замедления кислотной реакции Кз=1, величина межфазного натяжения - 10,9 мН/м; б - коэффициент замедления кислотной реакции Кз=5, величина межфазного натяжения - 0,05 мН/м.

Керновый материал был отобран при бурении добывающих скважин скв. 2484, скв. 2497, скв. 927, скв. 905 и скв. 2498 Зюзеевского нефтяного месторождения, расположенного в границах Республики Татарстан. С применением комплекса минералого-литологических исследований карбонатных образований и литогенетических критериев, предложенных в работе (В.П. Морозов, Э.А. Королев, А.Н. Кольчугин. Карбонатные породы визейского, серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона. - Казань: ПФ Гарт.- 2008. - 182 с. ) в пределах карбонатных нефтеносных отложений башкирского возраста были выделены пять типов известняков: известняк биокластово-зоогенный первого типа; известняк биокластово-зоогенный второго типа; известняк пелитоморфный; известняк строматолитовый и известняк литокластовый. На фиг. 3 представлены результаты литолого-петрографических исследований керна, выделенных и доминирующих в обрабатываемой зоне.

Экспериментальным путем было установлено, что реакционная способность водного раствора соляной кислоты (12-15%) кардинальным образом различается в зависимости от структурно-генетического типа породы, а именно от типов известняка. Ниже приводим таблицу 1, где показана реакционная способность соляной кислоты с различными типами известняков.

Из таблицы видно, что скорость растворения различных типов известняков с водным раствором соляной кислоты различна. Следовательно, будет и различная степень растворения данных типов известняков, встречающихся в разрезе обрабатываемой скважины. Таким образом, для повышения эффективности воздействия кислотной композиции на карбонатные пласты, представленные различным чередованием структурно-генетических типов известняков в разрезе скважины, необходимо выравнивание скорости растворения водного раствора соляной кислоты до определенного значения для равномерного растворения пород, представленных в разрезе обрабатываемой скважины (повышение охвата пласта кислотным воздействием по разрезу). Для регулирования реакционной способности кислотной композиции могут быть применены любые известные замедлители (пассиваторы) скорости реакции соляной кислоты. Например, регулирование осуществляется путем введения в водный раствор соляной кислоты органической кислоты в количестве, необходимом для выравнивания скорости реакции с выделенными структурно-генетическими типами известняков в обрабатываемой зоне и их равномерной обработке.

Скорость растворения выделенных структурно-генетических типов известняков при величине замедления скорости кислотной реакции равной К=1 (до замедления) изменяется от 1,875 до 15,56 г/см² ч. При величине замедления скорости кислотной реакции равной К=5 (замедление в 5 раз) скорость растворения выделенных структурно-генетических типов известняков выравнивается и не превышает 2,0 г/см² ч (табл. 1).

Из таблицы видно, что при замедлении в 5 раз достигается выравнивание скорости реакции кислотной композиции с различными типами породы (известняков). Таким образом, данный кислотный раствор максимально эффективно обработает продуктивный разрез скважины по толщине, представленный различным чередованием структурно-генетических известняков.

Величина замедления скорости кислотной реакции К=5 была получена при содержании и соотношении галоидводородной и органической кислот, представленных в таблице 2. В качестве галоидводородной кислоты была использована соляная кислота. В качестве органической кислоты была использована уксусная кислота.

Для регулирования глубины проникновения кислоты в породу пласта используют различные типы поверхностно-активных веществ - ПАВ (В.Н. Глушко, О.В. Поздеев "Вопросы повышения эффетивности кислотных составов для обработки скважин". - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, стр. 28-40). Применение ПАВ позволяет снизить коэффициент поверхностного натяжения на границе "кислотная композиция-горная порода" и «нефтяной флюид-кислотная композиция». В результате кислотная композиция с низким коэффициентом поверхностного натяжения способна проникать в мелкие поры пласта и продвигаться таким образом вглубь на значительные расстояния.

К кислотной композиции добавляют смесь неионогенных и катионоактивных поверхностно-активных веществ (ПАВ=n₁ПАВ+n₂ПАВ+кПАВ), имеющих в приготовленной кислотной композиции (при достигнутом выравнивании скорости реакции с типами породы) коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела «нефтяной флюид-кислотная композиция», необходимый для формирования каналов проникновения кислотной композиции в призабойную зону в виде червоточин. Так, на фиг. 4 показан канал проникновения в форме червоточины при взаимодействии соляной кислоты с величиной коэффициента поверхностного натяжения 0,05 мН/м с типом известняка ИБ3-1. Указанная величина коэффициента поверхностного натяжения для исходной кислотной композиции составляла около 10,9 мН/м и была снижена путем добавки смеси катионоактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ.

Характеристикой проникновения кислотного раствора в пласт является форма каналов проникновения. Результатом эффективного взаимодействия кислотной композиции и карбонатного пласта является проникновение кислотной композиции в пласт и создание разветвленной сети флюидопроявляющих каналов в форме доминантной червоточины (далее, используется также термин «червоточина»).

Геометрическую структуру образуемых червоточин связывают с числом Дамкелера, определяемым как отношение скорости химической реакции к скорости подведения реагента к поверхности реакции. Его значение определяется типом реакции: диффузионный при больших значениях числа и кинетический при малых значениях. При характерных скоростях фильтрации жидкости через горные породы реализуется кинетический тип реакции. Поэтому число Дамкелера для анализируемых процессов формулируется как отношение скорости реакции к скорости фильтрации раствора кислоты в пористой среде.

При объеме прокачки кислотного раствора (V_{раствора}), равном объему пор (V_пор), относительный объем прокачки равен,и в керне формируются сквозные каналы. Со стороны входа в керн образуются 1-2 канала. На выходе из керна эти каналы ветвятся, образуя от 5 до 10 каналов.

При объеме прокачки кислотного раствора меньшем объема пор относительный объем прокачки,,и в керне также образуются каналы. Со стороны входа в керн образуется 1 канал. На выходе из керна этот канал ветвится, образуя от 1 до 3 каналов.

Для исследования геометрической формы каналов проникновения кислоты в породу был применен компьюторно-томографический метод. Образцы керна после фильтрации кислоты исследовались рентгеновским томографом РКТ-180. Оценку геометрической формы доминантной червоточины производили методом компьютерной обработки изображений на основе представленного ниже алгоритма [4]. Рассчитывается: площадь распространения червоточины S_k; площадь влияния кислотного состава S_v; глубина проникновения кислотного состава g при заданной длине образца l; K_s - отношение площади распространения червоточины S_k к площади влияния кислотного состава S_v; К_i - отношение глубины проникновения кислотного состава g к длине образца l; коэффициент импакциидля каждого структурно-генетического типа карбонатной породы.

При изменении скорости закачки кислотного раствора происходит изменение коэффициента импакции. При увеличении скорости закачки кислотного раствора происходит уменьшение коэффициента импакции, достижение его минимального значения и дальнейшее увеличение его величины (фиг. 6). Минимальному значению коэффициента импакции соответствует форма проникновения кислоты в пласт в виде доминантной червоточины (фиг. 7б).

В экспериментах [5, 6, 7, 8, 9] также показано существование оптимального режима закачки, зависящего от безразмерного числа Дамкелера и связанного с формированием червоточин в процессе кислотной обработки.

Таким образом, в способе реализуются два процесса взаимодействия предложенной композиции с породой пласта: равномерная обработка породы пласта в разрезе скважины и глубокое проникновение кислотного состава с формированием канала в виде доминантной червоточины.

В процессе кислотной обработки происходит образование сладж-комплексов, снижающих проницаемость пласта и эффективность кислотной стимуляции, образование червоточин прекращается. Для предотвращения этого определяют способность кислотной композиции снижать величину проявлений техногенной нагрузки в виде сладж-комплексов путем измерения количества осадка, полученного при смешивании нефтяного флюида с водными растворами соляной кислоты разной концентрации. Количество осадка напрямую зависит от концентрации HCl, чем больше концентрация соляной кислоты, тем значительнее доля осадка. На фиг. 5 показан пример зависимости содержания сладж-комплексов от концентрации водного раствора соляной кислоты. Из графика можно определить, что при достижении концентрации водного раствора соляной кислоты 15% происходит резкое увеличение образования сладж-комплексов. В связи с этим применяют водные растворы соляной кислоты с концентрацией соляной кислоты до 15%.

Регулирование способности кислотной композиции предотвращать и разрушать проявления техногенной нагрузки в виде сладж-комплексов производится при найденных и неизменных величинах замедления скорости кислотной реакции и межфазного натяжения (К=5, σ=0,05 мН/м) комплексированием и изменением содержания анионоактивных (а-ПАВ), неионогенных (n₁-ПАВ, n₂-ПАВ) и катионоактивных (к-ПАВ) поверхностно-активных веществ до существенного снижения содержания проявлений техногенной нагрузки в виде сладж-комплексов. Результаты представлены в таблице 3. В качестве n₁-ПАВ был использован дипроксамин-157. В качестве n₂-ПАВ был использован этиловый спирт. В качестве к-ПАВ был использован оксиэтилендифосфонат натрия (ОЭДФК-Na).

Образование сладж-комплексов происходит при контакте кислотных растворов, содержащих трехвалентное железо, с продуктами окисления компонентов нефти. Для этого готовился раствор хлорного железа в воде с концентрацией по иону Fe³⁺100000 ppm (48,3 г Fecl₃·6H₂O и 51,7 г воды). В 50 мл кислотного раствора вводили 2,5 мл раствора хлорного железа. Полученный объем раствора смешивали с равным объемом нефти. Смесь перемешивалась и термостатировалась при температуре, равной пластовой, в течение 40 мин. Полученный продукт фильтровался через сито 200 меш. Измерялся объем сладж-комплексов, не прошедших через сито.

В таблице 3 показана зависимость величины образования сладж-комплексов от соотношения катионных и неионогенных ПАВ в кислотной композиции при величине коэффициента поверхностного натяжения - 0,06 мН/м и величине замедления кислотной реакции - 5. Для обработки скважины выбирают состав ПАВ, при котором достигается минимальное содержание сладж-комплексов при проведении ряда экспериментов с разным содержанием компонентов ПАВ.

Выбор типа растворителя производился следующим образом. Для оценки работы растворителя и кислотной системы на керне велся контроль за количеством вытесняемой жидкости и нефти из образцов керна. Сравнивались значения, полученные в опытах без применения растворителя, с опытами, где проводилась предварительная закачка оторочки растворителя. Исходили из того, что количество выделяемого углекислого газа, выделившегося при реакции карбоната с соляной кислотой, при предварительной обработке породы растворителем может указать на его «отмывные» способности и эффективность применения растворителя. Эксперименты проводились на образцах неэкстрагированного керна с близкими фильтрационно-емкостными характеристиками. В таблице 4 и таблице 5 представлены результаты исследований по выбору типа растворителя в зависимости от количества карбоната, вступившего в реакцию, и объема жидкости, вытесняемой кислотной композицией.

Полученные результаты позволили отдать предпочтение применению нефраса.

В качестве объекта испытаний было выбрано Зюзеевское нефтяное месторождение, расположенное в пределах границ Республики Татарстан. Испытания разработанного способа проводились на добывающих скважинах скв. 2484, скв. 2497, скв. 927, скв. 905 и скв. 2498, характеризующихся по данным промыслово-геофизических исследований низкими значениями коллекторских свойств, коэффициентом продуктивности и снижением добычи нефти ниже потенциальной. При выборе скважин для воздействия кислотными составами рассматривались следующие показатели: текущая обводненность, первоначальный и текущий дебит нефти, кратность обработки, эффективная толщина, пористость, проницаемость, текущее пластовое давление. В скважины спускали колону НКТ с компоновкой струйного насоса. В скважины было закачано от 3 до 6 м³ растворителя нефраса в зависимости от величины снижения дебита жидкости. После закачки растворителя скважины в течение 2 часов находились в закрытом состоянии. Далее производилась закачка кислотной композиции из расчета 1 м³ композиции, свойства которой были отрегулированы на керновом материале, на 1 м обрабатываемой толщины продуктивного пласта. Продавку кислотной композиции в глубину пласта производили продавочной жидкостью. В качестве продавочной жидкости применяли техническую воду. Технологическая выдержка производилась в течение 4 часов. Извлечение отработанного раствора производилось созданием депрессии в скважине. Для депрессионного воздействия был использован струйный насос УЭГИС-2. Далее запускали скважины.

Результаты применения разработанного способа кислотной стимуляции на добывающих скважинах Зюзеевского нефтяного месторождения представлены в таблице 6.

СКО - соляно-кислотная обработка.

Р_пл, (мПа) - пластовое давление;

Р_заб, (мПа) - забойное давление;

Q_ж, (м³/сут) - дебит скважины по жидкости;

Q_н, (т/сут) - дебит скважины по нефти;

Обв. (%) - обводненность жидкости скважины.

Дополнительная добыча нефти - разность в дебитах после СКО и до СКО, умноженная на количество суток продолжительности эффекта.

Во всех скважинах наблюдается прирост дебитов по нефти и снижение обводненности. Продолжительность эффекта, практически для всех скважин, превышает среднюю величину, равную 1 году. Результаты обработок свидетельствуют, что применение кислотной композиции с отрегулированными свойствами позволяет получить высокий практический результат по сравнению со стандартными обработками.

1. Добыча http://www.oootrias.ru.

2. Economides M.J. Reservoir stimulation / M.J. Economides, K. G. Nolte. - New Jersey: Prentice-Hall, 1989. - 440 p.

3. Fredd C.N., Fogler H.S. Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous media: Influence of transport and reaction // SPE Journal. 1999. V. 4. №3. P. 196-205.

4. Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта: пат. 2498060 Российская Федерация: МПК Е21В 43/27 Насибулин И.М., Мисолина Н.А., Баймашев Б.А., Петров М.А., Федоров Ю.В., Мирсаетов О.М., Морозов В.П., Королев Э.А., Кольчугин А.Н.; заявитель и патентообладатель ОАО «НИИнефтепромхим».-№2012121869/03; заявл. 25.05.2012; опубл. 10.11.2013.

5. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭ