Поддержание стабильной приемистости скважин – весьма актуальная задача при законтурном заводнении, которое, в свою очередь, является основным методом поддержания пластового давления в продуктивных пластах верхнего мела месторождений Северного Кавказа. При этом для закачки в пласты используются пресные воды плотностью 1,002 г/см3 и минерализацией 0,5–0,9 г/л, отличающиеся минимальным содержанием механических примесей (1–2 мг/л) и нефтепродуктов (0–0,5 мг/л).
Несмотря на относительно высокое качество воды, при заводнении залежей отмечается постоянное снижение приемистости нагнетательных скважин. Характер снижения приемистости указывает на загрязнение пласта твердыми частицами. В отдельных случаях (скважины № 50, 51 Эльдарово, № 70, 178 Брагуны) отмечено накопление частиц в стволе скважины, вплоть до полного перекрытия интервала перфорации.
Химический анализ шлама, отобранного при промывках скважин, показал, что основной причиной загрязнения пласта является накопление в призабойной зоне окислов железа. Так, например, образцы, полученные из нагнетательных скважин № 70, 73, 78, 81 и 178 Брагуны, содержали от 80 до 96 % окислов железа и лишь незначительное количество карбонатов и алюмосиликатов. Поднятые с забоев скважин частицы окислов представлены различными фракциями – от 0,1 до 10 мм, способными проникать глубоко в пласт и образовывать плотные перегородки.
Для оценки интенсивности загрязнения пласта окислами железа в различных уровнях систем поддержания пластового давления (водоводы и устье скважин) месторождений Эльдарово и Брагуны установили стальные образцы и гравиметрическим методом определили скорость коррозии и образования окислов железа, которые колеблются в пределах от 4 до 10 г/м2•сут. Последующие расчеты показали, что в призабойную зону каждой скважины ежесуточно закачивается от 14 до 48 кг окислов железа, причем большая часть их образуется в высоконапорных водоводах и в стволе скважины.
Изучение характера изменения приемистости скважин свидетельствует о постепенном уплотнении твердых частиц в призабойной зоне пласта в течение нескольких суток.
Для стабилизации приемистости нагнетательных скважин использовались обработки соляной кислотой и нефтекислотной эмульсией (НКЭ). Однако продолжительность эффекта от этих обработок, как правило, не превышала 3–4 месяцев.
Исследования показали, что концентрированные кислоты в некоторой степени экстрагируют из нефти высокомолекулярные органические соединения, особенно при высоких температурах. Наряду с этим интенсифицируются процессы их коагуляции и конденсации с образованием еще более труднорастворимых соединений, способных вызвать закупорку призабойной зоны пласта. Именно из этих соображений для приготовления эмульсий рекомендовано использовать нефти с содержанием асфальтенов и смол не более 6 %. Однако в условиях низкопроницаемых глубокозалегающих коллекторов даже такое содержание смол и асфальтенов может служить причиной осложнений при вызове притока флюида из пласта. Поэтому применение нефти в качестве дисперсионной среды эмульсий не всегда оправдано.
Одним из недостатков применяемых в настоящее время эмульсий является то, что период их стабильности не зависит от характера насыщения пласта. При обработках частично обводненных пластов целесообразно, чтобы период стабильности той части эмульсии, которая попадает в обводненные пропластки, была как можно короче периода стабильности эмульсии в нефтенасыщенных интервалах. Это даст возможность сократить радиус обработки пласта в водонасыщенной части разреза по сравнению с нефтенасыщенной его частью и тем самым предотвратить увеличение поступления в скважины пластовых вод при одновременном повышении производительности скважин по нефти.
Одним из путей устранения отмеченных недостатков применяемых кислотных эмульсий является введение в их состав компонентов, обеспечивающих растворение и удаление из пласта органических отложений. В качестве растворителя органических отложений исследованы и рекомендованы к внедрению ароматические углеводороды. Однако влияние их на стабильность гидрофобных кислотных эмульсий, а тем более использование в качестве дисперсионной среды до сих пор не изучались. В этой связи были проведены опыты по приготовлению эмульсий на ароматической основе и определению их стабильности. Эмульсии приготавливали путем смешения кислоты и углеводородов в присутствии ПАВ на приборе РТ-2 в течение 3 минут при скорости вращения 3000 об/мин. Стабильность эмульсий при температуре 90 °С оценивали по скорости выделения из них кислотной фазы в отстойниках. При высоких температурах о стабильности эмульсий судили косвенными методами по скорости растворения известняка.
Эмульсии готовили на основе соляной кислоты различной концентрации и бутилбензольной фракции (ББФр) в присутствии первичных аминов C10-C16. В результате первой серии опытов установлена принципиальная возможность использования ароматических углеводородов в качестве дисперсионной среды эмульсий. Устойчивые (при температуре 90 °С) эмульсии образуются при содержании стабилизатора более 0,25 % вес.
Эмульсии на основе ББФр и 15 %-ной соляной кислоты по стабильности примерно одинаковы с эмульсиями на нефтяной основе. Так же как обычные эмульсии, эмульсии на основе ББФр из концентрированных растворов кислоты менее стабильны. Такие эмульсии образуются только при содержании стабилизатора более 0,5 % вес. Аналогичные опыты, проведенные со стальными образцами, показывают, что и в коррозионном отношении эмульсии на основе ароматических углеводородов почти не отличаются от керосиновых. Все это свидетельствует о возможности использования их на практике для повышения производительности скважин.
Ароматические углеводороды эффективно растворяют высокомолекулярные соединения. В то же время асфальтены и смолы практически не растворимы в алифатических углеводородах (нефть, керосин и т.п.). Поэтому при фильтрации эмульсий на ароматической основе в пласте АСВ неизбежно будут включаться в их состав. Несмотря на то, что асфальтены и смолы обладают низкой поверхностной активностью, они могут образовывать на границе раздела фаз защитные слои, способствующие повышению устойчивости кислотных эмульсий.
Многократные кислотные обработки приводят к значительному увеличению раскрытости трещин в приствольной части скважины. Данные лабораторных и промысловых исследований указывают на образование в пласте отдельных каналов сечением до 5–8 мм [1–6]. Усреднение раскрытости трещин легко объясняется на основании кинетики кислотного растворения. Масса породы, растворяющейся со стенок трещины, определяется известной зависимостью
(1)
где Δm – количество растворенной породы;
K – константа скорости реакции в пластовых условиях;
С – концентрация кислоты;
v – линейная скорость потока кислоты;
S – поверхность трещин;
τ – время контакта кислоты с породой.
Подставляя вместо v и S их значения, выраженные через геометрические размеры трещин, получаем
(2)
где Q – объемный расход кислоты;
b – раcкрытость трещины.
Согласно формуле (2) участки трещин с малой раскрытостью растворяются быстрее, что значительно уменьшает гидравлические сопротивления. Поэтому образующиеся каналы обладают очень большой гидропроводностью. Если знать среднюю раскрытость каналов фильтрации, то по объему растворенной породы можно оценить дополнительное увеличение поверхности фильтрации за счет кислотных обработок. Расчеты показывают, что эта величина достигает сотен и тысяч квадратных метров, однако коэффициенты приемистости скважин увеличиваются незначительно.
Анализ кислотных обработок нагнетательных скважин не обнаружил значимой связи между увеличением коэффициентов приемистости, вскрытой мощностью пласта и удельным расходом кислоты (эмульсии). Стабильное повышение приемистости отмечалось, как правило, после закачки 50–60 м3 15 %-ной соляной кислоты.
В этих условиях эффективными могут оказаться поинтервальные обработки нагнетательных скважин. Значительное увеличение, например, приемистости в скважине № 74 Эльдарово было достигнуто после двух поинтервальных обработок НКЭ с применением в качестве временно-изолирующего материала полиэтилена низкого давления [7]. Tepмометрические исследования скважины после обработок зарегистрировали появление нового интервала поглощения, что обеспечило стабильную приемистость скважины в течение последующих 2 лет.
Представляло интерес опробовать для поинтервальной обработки пласта органические кислотные растворы, например оксидат (побочный продукт химпроизводства). При взаимодействии концентрированных растворов оксидата с известняком происходит временное снижение проницаемости за счет образования осадков ацетата кальция. Этот процесс можно использовать для обеспечения поинтервального эффекта, т.е. отклонения потока кислоты в низкопроницаемые зоны пласта. При последующей закачке воды ацетат кальция растворяется, и приемистость скважины повышается.
Так, например, при освоении нагнетательной скважины № 70 Брагуны (пробурена на верхнемеловые отложения) провели обработку НКЭ (7 м3), и скважина была переведена в нагнетание с приемистостью 10,4 дм3/с при давлении на устье 20 МПа. Через 20 суток приемистость упала до нуля. Промывка забоя скважины с допуском насосно-компрессорных труб не дала результата. Проведенные 4 обработки скважины НКЭ объемом до 36 м3 также дали кратковременный эффект, который проявлялся лишь в течение нескольких суток. Более длительный эффект получен после закачки в пласт 12 м3 24 %-ной соляной кислоты, в результате чего приемистость скважины стабилизировалась на уровне 2,9–3,2 дм3/с при давлении на устье 20 МПа. После этого скважина была обработана 12 м3 оксидата и сразу же запущена в нагнетание с приемистостью 9,26 дм3/с при давлении на устье 13,5 МПа. В течение 8 часов после обработки при неизменном расходе воды давление на устье снизилось до нуля, что свидетельствует о продолжении реакции в пласте. Дальнейшее увеличение расхода воды привело к некоторому снижению приемистости, которая стабилизировалась на уровне 6,2–6,5 дм3/с при устьевом давлении 19 МПа.
Оптимизация технологии кислотных обработок в ряде случаев позволила улучшить приемистость скважин, однако характер изменения приемистости после обработок свидетельствует о том, что полностью устранить загрязнение пласта не удалось. Причина заключается в том, что окислы железа медленно растворяются в кислотах даже при высоких температурах [8, 9]. Предпочтительнее ликвидировать сам источник загрязнения пласта. Для этого проведены специальные исследования по изучению влияния добавок химреагентов в нагнетаемую воду для предотвращения образования гидроокисей железа.
В работах [10, 11] показано, что выпадение в осадок окислов железа обусловлено повышением щелочности (рН) воды. Поэтому задача экспериментов состояла в изыскании реагентов, которые не только замедляют образование окислов (процесс коррозии), но и снижают рН, а также диспергируют уже образовавшиеся частицы, что способствует их удалению из призабойной зоны пласта.
Проводили исследование влияния добавок фосфорной кислоты и ее солей на скорость коррозии стали и рН технической воды.
Скорость коррозии стали ст3сп определяли гравиметрическим методом после экспозиции образцов в пропеллерной мешалке при нормальных условиях; линейная скорость вращения образцов составляла 2 м/сек. Изменение скорости коррозии оценивали по величине защитного эффекта, используя известную зависимость:
, (3)
где Z – защитный эффект, %;
q0 – скорость коррозии стали в воде без добавок;
q – скорость коррозии стали в воде с добавкой фосфата.
Измерение рН проводили на лабораторном приборе pH-673.
Опыты показали, что фосфорная кислота и ее соли эффективно замедляют коррозию стали в технической воде. Установлено, что наибольший эффект достигнут при введении 50–100 мг/л Н3РО4, NаН2Р04 или Na2HPO4. Достаточно узкий интервал концентраций обоснован тем, что при увеличении дозировки происходит резкое снижение рН и стимулирование коррозии.
Кроме того, для транспортировки и хранения фосфорной кислоты требуются емкости из нержавеющих сталей. Поэтому для промысловых испытаний был выбран динатрийфосфат, который производится химической промышленностью. Реагент представляет собой твердое кристаллическое вещество, не обладающее токсичностью и пожароопасностью. Динатрийфосфат (ДНФ) хорошо растворяется в воде, способствуя снижению рН при малых дозировках. Добавление ДНФ к технической пресной воде снижает ее поверхностное натяжение на границе с керосином и воздухом. Это обстоятельство может оказаться весьма полезным в начальный период заводнения залежи, поскольку снижение поверхностного натяжения способствует уменьшению межфазных потерь напора при фильтрации воды в пласте совместно с нефтью или газом, т.е. интенсифицирует заводнение пласта.
Промысловые испытания ДНФ проведены на Эльдаровском месторождении. Узел дозировки ДНФ оборудован на высоконапорной насосной станции БКНС-2. Дозировочный узел состоит из двух емкостей для приготовления и хранения раствора ДНФ, центробежного насоса для перемешивания и дозировочного насоса типа РПН-1/30. 10 %-ный водный раствор ДНФ подают на прием центробежных насосов БКНС-2. Для ускорения очистки внутренней поверхности водоводов и образования на ней фосфатной пленки в первые сутки дозировку ДНФ установили равной 500 мг/л, а затем постепенно снижали до 50 мг/л. Кроме того, на устье и на переводнике насосно-компрессорных труб на глубине 2915 м скважины № 66 Эдьдарово установили образцы-свидетели. Выявили, что защитное действие ДНФ постепенно увеличивается во времени. Скорость коррозии контрольных образцов снизилась с 0,24 до 0,036 г/м2час, почти в 7 раз. Следует отметить, что в присутствии ДНФ продуктами коррозии стали являются тонкодисперсные фосфаты железа, которые легко диспергируются в воде и не вызывают загрязнения пласта. Оптимальная технология закачки ДНФ заключается в подаче ударной дозы (150–200 мг/л) в течение 10–15 суток с последующим снижением дозировки до 50 мг/л. Увеличение ударной дозы до 500 мг/л не обеспечивает дополнительного антикоррозионного эффекта, но улучшает качество очистки внутренней поверхности трубопроводов и снижает гидравлические потери напора в водоводах. После закачки ударной дозы ДНФ на Эльдаровском месторождении уже на вторые сутки отмечено снижение давления нагнетания на 1,5–3,0 МПа при неизменном расходе воды. При последующих исследовательских работах в скважине № 66 обнаружено увеличение проходного сечения труб на 5–8 мм. Осмотр внутренней поверхности отдельных узлов водовода также подтвердил наличие тонкой пленки фосфатов железа.
Обработка воды ДНФ в течение 2,5 лет привела к значительному увеличению коэффициентов приемистости скважин Эльдаровского месторождения, в результате чего полностью отпала необходимость в проведении кислотных обработок. Из-за недостатка воды объем закачки увеличился незначительно. Эффект от внедрения ДНФ проявился в снижении давления нагнетания. Так, например, увеличение коэффициента приемистости скважины № 66 Эльдарово в 2,1 раза позволило подключить ее к низконапорному водоводу и получить значительную экономию энергии. Гидродинамические исследования этой скважины показали, что пласт в радиусе до 310 м имеет примерно одинаковую проницаемость: (3,8–6,7) 10-15 м2, которая ниже среднего значения для данной залежи. На наш взгляд этот факт объясняется диспергированием и перемещением вглубь пласта твердых частиц, ранее накопившихся в призабойной зоне. Благодаря обработке воды ДНФ удалось значительно (в 1,52 раза) увеличить объемы закачки воды в скважины № 74 и 113 Эльдарово при практически неизменном давлении нагнетания, в среднем, на 36,8 %.
Результаты внедрения ДНФ показывают, что в итоге скорость коррозии оборудования снижается на 85 %, коэффициент приемистости увеличивается в 2–3 раза, давление нагнетания снижается в 2–5 раз и в ряде случаев отпадает необходимость использования технологии СКО.
Таким образом, как видно из вышеизложенного, повышение эффективности обработок нагнетательных скважин и увеличение их коэффициента приемистости требует комплексного подхода, а именно использование как различных технологических схем кислотного воздействия (в зависимости от конкретных условий), так и обработок закачиваемой воды реагентами на основе фосфорной кислоты.