Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 [ 79 ] 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

По схеме рис. 5.6 реализуется многократный (поинтервальный) направленный гидроразрыв с использованием двух пакеров, с помощью которых изолируется пропласток для проведения гидроразрыва от других песчаных пропластков. После проведения ГРП в верхнем пропластке (рис. 5.6 а) система разъякоривается и распа-керуется; производится допуск до следующего объекта, система пакеруется и заякоривается (рис. 5.6 б). После проведения ГРП производится допуск оборудования до нижнего пропластка (рис. 5.6 в). На рис. 5.6 г показана схема скважины после проведения многократного направленного гидроразрыва.

Преимущества и недостатки данного вида гидроразрыва вытекают из представленной схемы (рис. 5.6). Техническая реализация и основные требования к рабочим агентам и наполнителю не отличаются от таковых для простого ГРП, достаточно полно рассмотренного раньше.

Оценка технологической эффективности выполненного ГРП будет рассмотрена ниже.

Таким образом, рассмотрен один из наиболее распространенных методов гидрогазодинамического воздействия на призабойные зоны скважин с целью интенсификации притока или приемистости - гидравлический разрыв пласта.

Рассмотрим также наиболее распространенный метод физико-химического воздействия - кислотные обработки.

5.9. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗС

Как следует из табл. 4.1, известно много методов кислотного воздействия, которые основаны на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Применение таких кислот связано с:

1. Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2. Обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3. Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4. Растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

5.9.1. СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА (СКО)

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

- Обычная СКО.

- Кислотная ванна.

- СКО под давлением.

- Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

5.9.1.1. Общие положения

Рассмотрим обычную солянокислотную обработку. Эта обработка ПЗС основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по следующим реакциям. Известняк СаСО,:

СаСОз -I- 2HCI = CaCl -I- Нр -I- СО Т . (5.37)

Доломит CaMg(C03)2: CaMg(CO,)2 -I- 4HCI = CaClj -I- MgCl -I- 2H,0 -I- 200 T. (5.38)

Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.

Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн.

Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м7м поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).

Осорость реакции кислоты (кислотного раствора) характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры следующим образом: в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повьш1ении температуры от 20 до 60"С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НС1 не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60"С.

Для обработки ПЗС используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией 8-15% в зависимости от вещественного состава пласта.

При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl и MgCl, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. С другой стороны, кислотные растворы с концентрацией более 15% HCi хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт.

Повышение давления приводит к снижению скорости реакции. Экспериментально установлено, что время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа ; при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз, а при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз. На рис. 5.7 показаны качественные зависимости влияния на время нейтрализации кислотного раствора Г, давления Р и температуры t.

5.9.1.2. Особенности концентрированной соляной кислоты

Концентрированная соляная кислота содержит 27,5-31% HCi. Как правило, концентрированная кислота не используется для обычных СКО, т.к. она чрезвычайно активна по отношению к металлам и вызывает их интенсивную коррозию. Кроме того, концентрированная соляная кислота растворяет содержащийся в кар)бонатных породах ангидрит (CaSO) и гипс (CaSO 2Н2О) по следующим реакциям:

- ангидрит

CaSO + 2НС1 = H2SO4 + CaClj, H2SO4 + CaClj = CaS04 + 2HC1.

(5.39)