Воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью повышения ее проницаемости и обеспечения связи скважины с пластом является одним из основных методов повышения эффективности технологии добычи нефти из трещиноватых коллекторов [1–5]. При этом наиболее распространенными методами улучшения коллекторских свойств пласта являются различные виды кислотных обработок, в частности с применением растворов соляной кислоты и гидрофобных кислотных эмульсий (ГКЭ) на их основе [6–8]. Однако из отечественного и зарубежного опыта следует, что использование этих методов, особенно в глубоких скважинах, иногда не дает положительного эффекта, вследствие особенностей кольматации ПЗП, в частности, поглощенным при вскрытии пласта глинистым раствором.
Характер взаимодействия глинистого раствора с кислотными реагентами можно достаточно подробно описать, зная составы веществ, участвующих в реакции. Необходимость экспериментального изучения взаимодействия глинистых растворов и кислотных реагентов определяется тем, что состав глинистых растворов является групповым, то есть включает различающиеся по свойствам группы различных веществ.
В сериях проведенных нами экспериментов использован раствор, стандартно применяемый при бурении скважин в мезозойских отложениях Северного Кавказа, и кислотные реагенты, соответствующие стандартам и произведенные на территории Российской Федерации (табл. 1) [9].
Первоначальная плотность раствора 1070 кг/м3 утяжелена солью BaSO4 до 1360 кг/м3. Поскольку вскрытие продуктивных горизонтов в большинстве случаев осуществляется на утяжеленных буровых растворах, последний и был использован в лабораторных опытах.
Одной из основных целей лабораторных исследований было определение количества и состава остатка после реагирования раствора с кислотами, а также определение оптимального расхода кислот на обработку скважин.
Проведено три серии лабораторных опытов, основные результаты которых сводятся к следующему.
В первой серии опытов изучали взаимодействие глинистого раствора с соляной кислотой 20 % концентрации. После окончания реакции образовавшийся осадок отфильтровывался, высушивался и взвешивался. Следует отметить, что существенный интерес представляет не только вес сухого, но и сырого остатка, так как именно в таком виде он может остаться в трещинах после обработки скважин. Основные данные опытов, проведённых при атмосферном давлении и температуре 100 °С, приведены в табл. 2. Высушивание осадка в соответствии с методикой проведения эксперимента производилось до стабилизации веса и обычно продолжалось порядка 8 часов.
Наличие в глинистом растворе гидроокиси натрия, карбонатных составляющих глины, их высокая диспергированность в растворе приводили к бурному и быстротечному процессу взаимодействия их с соляной кислотой без образования осадка, так как продукты такой реакции вещества водорастворимые [10]. Главной составляющей осадка, получающегося в опытах, был сернокислый барий и силикатные составляющие глины. Такой осадок является непрочным, но, склеенный мелкодисперсными глинистыми частицами, представляет собой существенное препятствие фильтрационному потоку в трещинах, особенно если сосредотачивается в местах сужения трещин или изменения направления фильтрационного потока в естественных изгибах трещин. Так как поверхность трещин шероховата, в них достаточно прочно могут удерживаться не только осадки после обработок призабойной зоны скважин, но и утяжелители раствора вместе с глинистой составляющей. При таких явлениях возрастают трудности освоения скважин и их продуктивность теоретически не будет соответствовать природным фильтрационным свойствам коллектора.
Проведенные лабораторные опыты первой серии показали, что осадок после реакции хорошо удерживает воду, составляющую около 80 % его веса. Вес сухого осадка составлял 34 % от исходной навески раствора, что свидетельствует об отсутствии реакции основного компонента утяжелителя BaSO4 глинистого раствора с соляной кислотой.
Вторая серия лабораторных опытов с тем же самым глинистым раствором проведена с обработкой его плавиковой кислотой (табл. 3). Результаты обработки глинистого раствора плавиковой кислотой (HF) существенно отличаются от предыдущих. Прежде всего тем, что длительным высушиванием (72 часа) из фильтрационного осадка не получено сухого остатка. Фильтрационный осадок представлял гелеобразную массу, по объему примерно соответствовал объему исходного глинистого раствора и не отфильтровывался полностью через бумажный фильтр. При длительной сушке практически не изменил консистенцию и начальный вес.
Таблица 1
Групповой состав глинистого раствора
|
Наименование компонентов |
Глина, ПБВ |
Щелочь NaOH |
КМЦ-600 |
ФХЛС |
КССБ-4 |
BaSO4 |
|
Содержание в растворе, кг/м3 |
180–200 |
3 |
3–5 |
2–4 |
3 |
300 |
Изучение набора и последовательности химических реакций, происходящих при взаимодействии плавиковой кислоты с глинистым раствором требует специальных исследований. В нашем случае полученный результат является достаточным для освещения вопроса: как используемые вещества влияют на фильтрационные характеристики трещиноватых пород. Тот факт, что в нашем случае при воздействии плавиковой кислоты на глинистый раствор не образуется сухого остатка, свидетельствует о возможности допущения такого же явления в пластовых условиях, что может способствовать более полноценному и ускоренному освоению скважин и повышению их продуктивности [10–11]. Проводящие трещины гелеобразным подвижным остатком реакции физически не могут быть полностью перекрыты, и он может быть перемещен по ходу фильтрационного потока и получен в скважине.
Третья серия лабораторных опытов проведена с воздействием на глинистый раствор смеси соляной и плавиковой кислот. Условия и результаты опытов приведены в табл. 4. При этом соляная кислота обеспечивала кислотную среду (pH) реакции.
Как и предполагалось, основное действие на раствор оказала соляная кислота, а плавиковая кислота, как и в предыдущей серии опытов, препятствовала образованию сухого остатка реакции. В результате исследований наличие гелеобразного субстрата по окончании реакции не отмечено, продукт реакции был отфильтрован, осадок высушен до стабилизации веса.
Сопоставление результатов опытов позволяет судить о том, что обработка скважин мезозойских отложений с применением плавиковой кислоты по природе взаимодействия её с глинистыми растворами в трещинах призабойной зоны позволяет предотвратить изменения фильтрационных свойств коллектора.
Таблица 2
Условия и результаты лабораторных исследований взаимодействия глинистых растворов с соляной кислотой
|
№ п/п |
t опыта, °С |
Р опыт абс., МПа |
Объем Раствора, г |
Объем HCl, мл |
Концентрация HCl, % вес |
Вес осадка после фильтра, г |
Вес сухого остатка, г |
|
1 |
100 |
0,1 |
64,37 |
125,63 |
20 |
79,28 |
22,22 |
|
2 |
100 |
0,1 |
54,52 |
112,42 |
20 |
67,32 |
18,93 |
|
3 |
100 |
0,1 |
72,83 |
143,21 |
20 |
89,72 |
25,24 |
Таблица 3
Условия и результаты лабораторных опытов взаимодействия глинистого раствора с плавиковой кислотой
|
№ п/п |
Tопыта, °С |
Рабс Опыт, МПа |
Объем глинистого раствора, мл |
Объем раствора HF, мл |
Концентрация HF, % |
Вес остатка после фильтра, г |
Вес остатка после сушки, г |
|
1 |
100 |
0,1 |
65 |
150 |
40 % |
54,4 г |
54,3 г |
|
2 |
100 |
0,1 |
78 |
150 |
40 % |
59,6 г |
58,8 г |
|
3 |
100 |
0,1 |
91 |
150 |
40 % |
65,2 г |
64,9 г |
Таблица 4
Условия и результаты лабораторных опытов взаимодействия глинистого раствора со смесью соляной и плавиковой кислот
|
№ п/п |
tопыт, °С |
Рабс Опыт, МПа |
Объем глинистого раствора, мл |
Объем раствора HCL, мл |
Объем раствора HF, мл |
Вес остатка после фильтра, г |
Вес остатка после сушки, г |
|
|
1 |
100 |
0,1 |
65 |
100 |
50 |
30,78 |
20,60 |
|
|
2 |
100 |
0,1 |
78 |
120 |
50 |
36,2 |
23,80 |
|
|
3 |
100 |
0,1 |
91 |
140 |
50 |
41,8 |
28,10 |
|
Промысловое применение предложенных технологий в глубоких скважинах ОАО «Грознефтегаз» показало положительные результаты при обработке ПЗП исследованными растворами. В то же время, с одной стороны, с увеличением глубины проходки пластовое давление и температура пласта увеличиваются, что приводит к ухудшению коллекторских свойств продуктивных пластов, что приводит к снижению эффективности обработок, с другой стороны, это способствует нейтрализации кислоты в непосредственной близости от забоя скважины, а также набуханию глинистых минералов в нейтрализованных растворах, что вызывает снижение проницаемости коллектора, что затрудняет создание хорошей гидродинамической связи забоя скважины с продуктивным пластом. Причиной поглощения кислотных реагентов высокопроницаемыми интервалами является изменение коллекторских свойств по разрезу пласта большой толщины. При этом низкопроницаемые пропластки практически не подвергаются обработке, что в ряде случаев приводит к резкому увеличению обводнённости добываемой продукции скважин. Используемые кислотные реагенты при высоких температурах имеют высокую коррозионную активность, что зачастую затрудняет их использование.
Для более детального изучения взаимодействия глинистого раствора с соляной кислотой проводили экспериментальные исследования на капиллярной установке, позволяющей при пластовых давлении и температуре наблюдать за взаимодействием веществ через микроскоп с использованием видео- и фотокамеры [12].
Принципиальная схема капиллярной установки приведена на рис. 1, где:
1 – капилляр из кварцевого стекла;
2 – кювета термостатирующая;
3 – герметичная головка с объемом исследуемого вещества;
4 – стационарная станина;
5 – образцовый манометр;
6 – игольчатые вентили высокого давления;
7 – буферная емкость для первого исследуемого вещества;
8 – буферная емкость для второго исследуемого вещества;
9 – измерительные прессы конструкции БашНИПИнефть со следующими техническими характеристиками:
– рабочий объем – 10-4 м3;
– рабочее давление до 50 МПа;
– рабочая температура – 273 – 360 К;
– цена деления – 10-6 м3;
– ход плунжера – 0,20 м.
Изображение взаимодействия веществ (рис. 2) обрабатывалось с использованием программы 3D_Image [12, 13], позволяющей количественно обработать результаты экспериментальных исследований цветных оптических изображений границы между исследуемыми веществами. Как пример обработки результатов приводим сопоставительные характеристики яркостных профилей четырех выбранных строк (с 70 по 73) процесса взаимодействия веществ в модели единичной поры (рис. 3–8):
Рис. 1. Принципиальная схема капиллярной установки
Рис. 2. Изображение границы глинистого раствора с соляной кислотой
Рис. 3. Функция распределения профилей, усредненная по 4 строкам
Рис. 4. Автокорреляционная функция профилей, усредненная по 4 строкам
Рис. 5. Амплитудно-частотная характеристика (АЧХ), усредненная по 4 строкам
Рис. 6. Фазово-частотные характеристики (ФЧХ), усредненные по 4 строкам
Рис. 7. Динамические характеристики профилей 4 строк на фазовой плоскости
Рис. 8. Яркостные профили 4 строк
Статистический анализ яркостного и цветового профиля каждой строки позволил существенно повысить точность представления информации об изменении яркости каждой из цветовых компонент вдоль выбранной строки первичного изображения и заключить, что характер микропроцессов, происходящих при взаимодействии глинистого раствора с соляной кислотой, специфичен и требует предварительного детального лабораторного исследования для каждого конкретного состава.
Таким образом, экспериментальными исследованиями и промысловыми испытаниями установлено, что наибольший эффект достигается при использовании для удаления остатков бурового раствора из ПЗП смеси соляной и плавиковой кислот в определенном соотношении их концентраций, состав которой определяется лабораторными опытами для каждой конкретной залежи.