Глава 7. Методы интенсификации притока газа.
7.1. Условия и способы интенсификации притока газа.
Приток пластового флюида в скважину характеризуется тем, что в призабойной зоне скважины скорости фильтрации, градиенты давления, фильтрационные сопротивления достигают максимума. Состояние призабойной, в первую очередь, коэффициент проницаемости влияет на величину дебита скважины.
Проницаемость призабойной зоны можно повысить воздействием на нее различными физико-химическими методами. В зависимости от геологического строения месторождения и пласта-коллектора, состояния и наличия техники на промыслах применяют следующие методы воздействия на призабойную зону скважины:
– кислотная и термокислотная обработка;
– обработка растворителями, ПАВами;
– гидравлический разрыв пласта;
– тепловая обработка;
– перфорация и торпедирование;
– различное сочетание перечисленных методов.
Перфорация скважин, а также вскрытие и освоение рассмотрены ранее. Можно повториться, что технология вскрытия пласта, подбор буровых растворов и надлежащая перфорация являются одним из главных факторов сохранения естественной проницаемости пласта-коллектора. Многоцикловая продувка скважины, создание требуемой депрессии на пласт, особенно для низкопроницаемых пластов, определяют дебит скважины. Например, при проницаемости около 1 мд градиент на призабойную зону пласта может достигать до десятков МПа/м.
7.2. Кислотная обработка скважин.
7.2.1. Солянокислотная обработка скважин (СКО).
На месторождениях, продуктивные пласты которых сложены известняками и доломитами, проводится солянокислотная обработка скважин (СКО). Она основана на химическом взаимодействии кислоты с породой известняком:
2НСl + СаСО3 = СаСl2 + Н2О + СО2 (7.2.1)
или доломитами
4НСl + СаМg(СО3)2 = СаСl2 + МgСl2 + 2Н2О + 2СО2 (7.2.2)
В результате породы растворяются, радиус фильтрационных каналов-капилляров увеличивается, проницаемость увеличивается.
При выборе объекта для СКО необходимо иметь:
– полный комплекс промыслово-геофизических исследований скважин, фильтрационно-емкостные свойства;
– карбонатность пород (процентное содержание известняка и доломита), состав глинистого материала;
– профиль притока;
– конструкцию скважины;
– расстояние от ГВК и контура залежи;
– пластовое давление и температура.
Благоприятными объектами для проведения СКО считаются карбонатные породы с естественной трещиноватостью, нетрещиноватые пористые породы-карбонаты. В плотных нетрещиноватых карбонатных породах со слабой пористостью предварительно необходимо провести гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Ограничивают проведение кислотных обработок близость контурных и подошвенных вод, значительное снижение пластового давления, приток даже незначительного количества пластовой воды.
Химизм процесса СКО показан реакциями (7.2.1) и (7.2.2). Получаемые в результате реакции хлористые кальций и магний хорошо растворяются в воде. Скорость реакции зависит от давления и температуры, при уменьшении температуры и увеличении давления скорость реакции падает, поэтому для конкретного объекта в одних случаях увеличивают время пребывания кислоты, а в других – уменьшают. Активность кислоты увеличивается при повышении температуры от 20 до 150 0С, падает при увеличении давления до 40 МПа. Техническая соляная кислота, вырабатываемая на химических заводах, в среднем имеет следующий состав (% масс):
1. Хлористый водород 27÷32%.
2. Содержание железа 0,02÷0,03%.
3. содержание серной кислоты в пересчете на SO3, не более 0,6%.
4. Содержание мышьяка не более 0,1%.
5. Содержание свободного хлора не более 0,1%.
Для подготовки раствора соляной кислоты при обработке конкретной скважины учитывают концентрацию раствора, она подбирается опытным путем для конкретного месторождения и колеблется от 12 до 25%. Расход раствора составляет от 0,4 до 2,5 м3 на 1м обрабатываемой толщины.
Наличие примесей в технической соляной кислоте вызывает необходимость в химической подготовке раствора, которая заключается в следующем:
1. Окисное железо взаимодействует с соляной кислотой, образует хлорное железо, которое преобразуется в гидрат окиси железа и выпадает в осадок, закупоривая капилляры:
Fe2О3 + 6НСl = 2FeСl3 + 3Н2О (7.2.3)
3FeСl3 + 9Н2О = 3 Fe (ОН)3 + 9НСl (7.2.4)
Для предупреждения выпадения осадка добавляется уксусная кислота СН3СООН – стабилизатор.
2. Серная кислота взаимодействует с карбонатами и образует гипс, выпадающий в осадок:
Н2SO4 + СаСО3 = СаSO4 + Н2О + СО2 (7.2.5)
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
