Решения для нефтегазовой отрасли

Статьи/Библиотека
Опыт и перспективы использования соляной кислоты для интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ

Зонтов Р.Е., Булдакова А.М., Шевяхов А.А

ООО «Газпром добыча Астрахань»

 

Достижение максимальной производительности эксплуатационных скважин, обеспечивающей планируемый уровень добычи углеводородного сырья, невозможно без проведения мероприятий по интенсификации притока. Наиболее часто для этой цели используется кислотная обработка пласта.

Практика кислотной обработки имеет такую же давнюю историю, как и само бурение скважин. Патент компании Стандарт Ойл на кислотную обработку известняка соляной кислотой (HCl) был получен ещё в 1896 году, а сама технология кислотной обработки была впервые применена годом раньше компанией Огайо Ойл. Но в связи с тем, что кислота оказывала значительное коррозионное воздействие на обсадную колонну, кислотные обработки утратили свою популярность и не применялись в течение последующих 30 лет. С 1931 года использование мышьяка в качестве ингибитора коррозии позволило возобновить практику солянокислотных обработок [1].

Для увеличения производительности добывающих скважин Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) также проводятся кислотные обработки. АГКМ является уникальным как по запасам, так и по компонентному составу добываемого сырья, которое наряду с углеводородными содержит значительное количество не углеводородных компонентов, представленных углекислым газом и сероводородом.

Однако, в плане выбора составов и технологии кислотного воздействия наиболее важна другая характеристика месторождения. В частности то, что продуктивный горизонт представляет собой порово-трещинный карбонатный массив большой мощности, обладающий чрезвычайно низкими коллекторскими свойствами. Также важно, что пластовая температура превышает 110 0С.

На АГКМ работы по интенсификации притока газа проводятся с 1986 года. За этот период было реализовано более 500 обработок, которые различались как по технологии, так и по компонентному составу активной жидкости.

Анализ эффективности работ по интенсификации притока газа за время разработки АГКМ позволяет выделить наиболее результативные виды воздействия на продуктивный пласт.

К высокотехнологичным методам интенсификации, дающим положительный  результат, следует отнести скоростные обработки. Работы по данной технологии проводились при давлениях, превышающих раскрытие микротрещин, что определялось по увеличению скорости закачки рабочей жидкости и падению давления на устье скважины [2].

Обработка продуктивного пласта кислотной гидрофобной эмульсией обеспечивает глубокое проникновение в пласт активной жидкости за счет замедления скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой. Кроме этого, под влиянием ПАВ происходит гидрофобизация коллектора, затрудняющая поступление воды к забою скважины [3].

Практика проведения ГРП на АГКМ показала его высокую эффективность при условии правильного выбора объекта и технологических параметров обработки. Значительный прирост дебита имел место и в тех случаях, когда на скважине до ГРП было проведено 4-5 СКО, последние из которых оказались безрезультатными.

Имела высокий эффект еще одна технология, разработанная и внедренная на АГКМ с 1999 г. - «Растворение призабойной зоны пласта». Данная технология  применяется на скважинах с существенным падением пластового давления, где ранее были проведены большеобъемные обработки пласта. 

Целью данной технологии является не увеличение радиуса воздействия (перекрытие  в 1,5-2 раза ранее закачанных объемов), а растворение призабойной зоны с целью устранения негативного эффекта смыкания трещин. Технология предусматривает закачку 50 м3 кислотного раствора с необходимыми добавками (ПАВ, замедлитель НСl, метанол) и определённого объёма продавочной жидкости.

Несмотря на получаемый положительный эффект от проведения кислотных обработок на АГКМ существуют резервы к его увеличению. В частности, следует обратить внимание на качество соляной кислоты, используемой для интенсификации.

Исторически сложилось, что в нефтегазодобывающей промышленности широкое применение находят реагенты, являющиеся побочными продуктами или даже отходами производства. Этот факт  обусловлен недостаточной глубиной переработки исходного сырья и необходимостью снижения экологической нагрузки на окружающую среду за счёт вторичного использования отходов. Но самой важной причиной, обусловленной большими объёмами потребления химических реагентов в процессе добычи углеводородов, является относительно низкая стоимость отходов и побочных продуктов производства.

Так, основой составов для проведения работ по увеличению производительности добывающих скважин являются различные кислоты. В том числе, для интенсификации притока углеводородного флюида из карбонатных пластов используется ингибированная техническая соляная кислота, имеющая низкую стоимость и являющаяся побочным продуктом органических производств.

До недавнего времени, вся поставляющаяся в ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань» соляная кислота, вне зависимости от способа производства, содержала в своём составе до 0,5 мас.% фтористого водорода.

Использование плавиковой кислоты практикуется на месторождениях, где продуктивный пласт представлен терригенными коллекторами, но является недопустимым, по причине образования нерастворимого фторида кальция, на месторождениях с карбонатным типом коллектора.

Согласно уравнениям химических реакций при взаимодействии карбоната кальция и 1 тонны соляной кислоты с содержанием 20 мас.% хлористого водорода (1) и 0,5 мас.% фтористого водорода (2):

 

clip_image002.gif           (1)

clip_image004_0000.gif              (2)

растворится 300 кг породы и получится 9,75 кг нерастворимого осадка фторида кальция.

При условии, что в среднем на одну солянокислотную обработку используется около 100 тонн кислоты, количество образовавшегося  нерастворимого осадка будет достигать 975 кг, при плотности фторида кальция 3180 кг/м3 объём осадка составит более 0,3 м3. С учётом низких фильтрационно-емкостных свойств (среднее значение пористости 8,7-9,3%, проницаемости (0,1...5)*10-15 м2) продуктивного коллектора АГКМ, такой объём нерастворимого осадка будет существенно снижать результативность обработки.

С целью устранения указанного недостатка в качестве активной жидкости для интенсификации притока нами было предложено использование синтетической соляной кислоты, которая является целевым продуктом производства и лишена посторонних примесей.

Промышленностью синтетическая соляная кислота выпускается концентрацией не менее 30 мас.% и без добавления ингибитора коррозии. В таком виде, по причине высокой коррозионной активности и возможности отравления парами хлористого водорода, её использование на промысле без существенной доработки не представлялось возможным.

После проведения переговоров было принято решение о налаживании производства кислоты соляной ингибированной для нефтяной и газовой промышленности на мощностях ООО «Зиракс» (р.п.Светлый яр, Волгоградской обл.) по техническим условиям, разработанным ЗАО «Полиэкс» (г.Пермь) ТУ 2122-066-53501222-2007, и с использованием ингибитора коррозии Солинг, также производства ЗАО «Полиэкс».

Для уточнения основных технологических параметров и обоснования целесообразности замены используемой на промысле АГКМ соляной кислоты были проведены сравнительные исследования свойств кислоты соляной ингибированной для нефтяной и газовой промышленности по ТУ 2122-066-53501222-2007, производства ООО «Зиракс», и закупавшейся ранее кислоты соляной ингибированной (технической), произведённой на одном из Волгоградских предприятий. Сравнение технических условий и пояснение степени важности параметров представлено в таблице 1.

Таблица 1 – Сравнение данных технических условий

Наименование

показателя

Кислота соляная ингибированная для нефтяной и газовой промышленности марка С

ТУ 2122-066-53501222-2007

Кислота соляная

ингибированная (техническая)

Примечание

1.Внешний вид

Прозрачная жидкость

от бесцветной до

желтого цвета

Жидкость от

светло-желтого до

коричневого цвета

Окраска технической кислоты обусловлена низкой степенью её чистоты и наличием ингибитора В-2

2. Массовая доля хлористого водорода, %, в пределах

20-23

20-30

У кислоты по ТУ 2122-066-53501222-2007 уже диапазон концентраций, что облегчает приготовление кислотных составов

3. Массовая доля фтористого водорода, %, не более

0,0025

0,5

Фтористый водород при взаимодействии с карбонатной породой образует нерастворимый фторид кальция, что существенно снижает эффективность работ по интенсификации. Согласно способу производства кислоты по ТУ 2122-066-53501222-2007 фтористый водород в ней отсутствует

4. Массовая доля железа,

%,  не более

0,001

0,03

Наличие солей железа обусловлено коррозией аппаратов для производства и емкостей хранения. В пласте возможно образование объёмного осадка гидроокиси железа, что снизит проницаемость

5. Скорость растворения

стали Ст3 при 200 С, г/м2ч,

не более

0,2

0,2

Для снижения скорости коррозии в кислоту по ТУ 2122-066-53501222-2007 добавлен новый ингибитор Солинг, который не отслаивается и гораздо более эффективный при высокой температуре

6. Межфазное натяжение 

кислоты на границе с

Н-октаном, мН/м, не более

1,0

Не нормируется

Важный показатель, характеризующий возможность проникновения кислоты в углеводородонасыщенную часть разреза (чем меньше поверхностное натяжение – тем лучше). У технической кислоты он составляет 12-20 мН/м

Следует отметить, что перед проведением испытаний исходная концентрация технической ингибированной соляной кислоты составляла 24 мас.% и для корректного сравнения была снижена, за счёт разбавления дистиллированной водой, до 20 мас.%.

В рамках сравнительного исследования были  определены следующие показатели:

- внешний вид, визуальное определение;

- плотность, определялась ареометром при 20 0С;

- поверхностное натяжение, определялось сталагмометрическим методом;

- растворяющая способность по отношению к карбонатной породе и кинетика взаимодействия, определялись гравиметрическим методом;

- скорость коррозии по отношению к металлу (ст.20),  испытания проводились по стандартной методике гравиметрическим методом. Время экспонирования образцов при 20 0С – 24 часа, при 95 0С – 4 часа.

Результаты лабораторных исследований представлены в таблице 2 и на рисунке.

Таблица 2 – Результаты исследований образцов соляной кислоты

Показатели

Кислота соляная ингибированная для нефтяной и газовой промышленности

Техническая ингибированная соляная кислота

Производитель

ООО «Зиракс», Волгоградская обл.

Одно из предприятий, г.Волгоград

Ингибитор коррозии

Солинг

В-2

Внешний вид

прозрачная бесцветная жидкость с резким запахом

жидкость желтого цвета с резким запахом и неоднородно распределённым ингибитором коррозии

Плотность, кг/м3

1096

1094

Поверхностное натяжение, мН/м

0,55

12

Растворимость СаСО3, г на 100 г кислоты при Т=250С

27,4

(соответствует растворимости в 20 %-ной HCl)

27,8

(соответствует растворимости в 20 %-ной HCl)

Скорость коррозии при 25 / 95 0С, г/м2∙ч

0,1 / 38

0,1 / 149

clip_image006.gif

Рисунок – Кинетика взаимодействия кислот с карбонатной породой

По результатам проведённого комплекса исследований было однозначно установлено, что кислота соляная ингибированная для нефтяной и газовой промышленности, приготовленная на основе синтетической соляной кислоты с добавлением ингибитора коррозии Солинг, по основным технологическим характеристикам, таким как поверхностное натяжение, коррозионная активность, устойчивость к отслоению ингибитора коррозии, содержание вредных примесей, существенно превосходит техническую ингибированную соляную кислоту.

Таким образом, было принято решение о закупках кислоты соляной ингибированной для нефтяной и газовой промышленности, производства ООО «Зиракс», и её использовании в ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань» при работах по интенсификации притока газа.

Первая партия новой кислоты была получена и использована в ГПУ во второй половине 2008 г. Опытно-промышленные испытания были проведены в ходе реализации на промысле АГКМ различных технологий интенсификации притока газа. В частности: солянокислотная ванна (СКВ), солянокислотная ванна с комплексной очисткой (СКВ+очист.), солянокислотная обработка с блокировкой наиболее проницаемых и обводнённых интервалов (СКО блок.), солянокислотная обработка с использованием койлтюбинговой установки (СКО ГНКТ). Результаты некоторых обработок с указанием кратности эффекта (отношение дебитов газа сепарации после и до обработки) представлены в таблице 3.

            Таблица 3 – Результаты работ по интенсификации притока

№ скважины

Дата обработки

Порядковый № обработки

Вид обработки

Объём кислоты, м3

Кратность эффекта

1

907

13.10.08

3

СКО ГНКТ

65

1,7

2

918

26.10.08

5

СКО ГНКТ

45

1,5

3

250

17.11.08

5

СКО ГНКТ

51

1,7

4

708

04.12.08

4

СКО блок.

72

1,2

5

402

19.02.09

6

СКВ+очист.

20

1,4

6

260

19.03.09

4

СКВ

20

1,4

7

51

26.03.09

7

СКО блок.

128

1,4

8

922

08.04.09

5

СКВ+очист.

17

1,3

Среднее значение кратности эффекта

1,45

            Как видно из данных табл.3 среднее значение кратности эффекта от проведённых работ составляет 1,45. Другими словами, несмотря на то, что обработки являлись 3-7 по счёту на данной скважине, было получено увеличение дебита на 45%. Для сравнения, с использованием технической соляной кислоты средняя кратность эффекта после проведения 3-7 обработок составляла 1,36. Таким образом, только за счёт использования соляной кислоты лучшего качества эффективность проведения работ по интенсификации увеличилась на 9%.

            По результатам проведённых опытно-промышленных испытаний кислоты соляной ингибированной для нефтяной и газовой промышленности было принято решение о продолжении её закупок и более широком использовании при работах по интенсификации притока газа на АГКМ.

Список использованных источников

1. К.Кроуи, Ж.Масмонтейл, Р.Томас. Тенденции в кислотной обработке матрицы. Шлюмберже. Нефтяное обозрение, осень 1996

2. Результаты  скоростных кислотных обработок и гидроразрыва пласта на Астраханском газоконденсатном месторождении/ В.А. Киреев, Н.Е.Середа,   Е.Н.Рылов, А.З.Саушин//Сб. трудов ВНИИГАЗ «Опытно-промышленная   эксплуатация Астраханского и  Карачаганакского месторождений». – М. –1989. – С. 117-121.

3. Токунов В.И, Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. – М., Недра, 2004. С.711.

Решения для нефтегазовой отрасли / Противогололедные решения / Промышленные решения / Пищевые добавки
Zirax - официальный партнер гандбольного клуба Каустик