Кислотная обработка

Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществ­ляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м3 или ЦР-20 вместимостью 17,0 м ив мерниках, гуммированных или покрытых спе­циальными лаками или эмалями. В промысловых условиях в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обрабо­ток: кислотные ванны, простые кислотные обработки, термоки­слотные обработки, поинтервальные кислотные обработки, ки­слотные обработки в динамическом режиме и так далее.

3. Технология проведения кислотной обработки

Перед началом проведения кислотной обработки в сква­жину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промы­вают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторократное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На рис. 1 пока­зана схема обвязки устья и оборудования скважины для проведе­ния кислотной обработки.

Рис. 1. Схема размещения оборудования при кислотной обработке скважины

В схеме показан обратный клапан 10, который предназначен для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками в системе, отказом насосных агрегатов и т.д.

После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка 11) и устьевой задвижки 10 через устьевую арматуру 1 через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами 6 из емкости 8. Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного простран­ства 11 и в скважину закачивают расчетное количество кислотно­го раствора с продавкой его в призабойную зону пласта 5. Затем насосные агрегаты 6 останавливают и насосным агрегатом 7 за­лавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жид­костью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости 9.

Объем продавочного раствора берут из расчета емко­сти НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны сква­жины плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь пласта.

После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агре­гаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раство­ра с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и дав­ления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глини­стости и так далее). Скважину после кислотной обработки начи­нают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не превышает 40° С, а на скважинах высокотемпературных (100° С и выше) - через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помо­щью компрессора. Компрессор в этих случаях заранее транспорти­руют на скважину, и после демонтажа обвязки устья и насосных агрегатов сразу обвязывают компрессор (УКП-80 или КС-100). Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубное про­странство. Скважины могут осваиваться и другими способами (свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно выбросить на поверхность самоизливом скважины или с приме­нением метода аэрации. В нагнетательных скважинах промывку, опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществ­ляют той же водой, которую нагнетают в скважину.

При обработке скважин соляной кислотой кислота проника­ет, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высо­ковязкие эмульсии, раствор полиакриламида и т.д. После этого делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступа­ет в менее проницаемые участки.

На скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или де­лают так называемую термокислотную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкос­новении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реак­цию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм, длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при обычной обработке. Можно применять и другие металлы. На­пример, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким калием - 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяет­ся 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции соляной кислоты, предназначенной для термохимической обра­ботки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключитель­ной стадии отработки. После завершения реакции скважину осваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуата­цию. Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в призабойную зону продук­тивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ с соля­ной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обра­боток замедляется растворение карбонатного материала в ки­слотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (400-800 кг/м2) и их повышенная вязкость позво­ляют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.

При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие по­верхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с неф­тью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расши­ряющегося во много раз при освоении скважины (компрессором при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэра­ции при объеме воздуха в м3 на 1 м3 кислотного раствора обычно принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А, дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к рас­твору соляной кислоты составляют от ОД до 0,5% от объема рас­твора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, сло­женных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кисло­той. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-кислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песча­ников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фто­ристого кальция СаР2, который способен закальматировать по-ровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой приводит к раство­рению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластич­ность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязе­вой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктив­ном пласте делают соляно-кислотную ванну. Если предполагают, что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной кор­кой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствор плавиковой кислоты. После этого в пласт закачивают 10-15% раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления про­дуктов реакции из пласта.

После этих операций в пласт закачивают грязевую кислоту -смесь 3-5% плавиковой кислоты с 10-12% соляной кислотой. Грязевую кислоту в пласте скважины оставляют на 10-12 часов и после этого освобождают скважину от продуктов реакции. Промысловые исследования по расходометрии-дебитометрии в скважинах выявили коэффициент охвата пласта обработкой от числа проведенных соляно-кислотных обработок (СКО), который уменьшается с увеличением их кратности. Даже самая эффектив­ная технология кислотной обработки не гарантирует успеха без хорошей очистки призабойной зоны пласта от продуктов реак­ции. Вызов притока из пласта должен проводиться сразу же по­сле кислотной обработки, а не через несколько суток, что часто бывает в промысловой практике по техническим или организаци­онным причинам (человеческий фактор). С увеличением времени нахождения кислоты в пласте не только возрастает количество нерастворимых компонентов, но и происходит их закрепление в поровых каналах. К сопутствующим процессам, приводящим к образованию нерастворимых осадков, можно отнести гидроли-зацию  трехвалентного  железа  и  алюминия,   присутствующих в растворе в результате растворения продуктов коррозии металла обсадных колонн и НКТ, взаимодействия кислотного раствора с цементным камнем и др.

При понижении концентрации кислоты это вызывает обра­зование гидратов окислов, нерастворимых в указанных средах. Кроме того, в состав соляной кислоты, применяемой для кислот­ных обработок, в виде примеси входит определенное количество серной кислоты, при реакции которой с карбонатными породами образуются соли серной кислоты, выпадающие в осадок. Кроме этого, сами породы пласта могут содержать сульфидные соеди­нения, взаимодействующие с кислотой и приводящие к тем же результатам. Предотвратить формирование экранирующего слоя с одновременным улучшением условий реакции кислоты с поро­дой и очистки призабойной зоны, а также повышением охвата пласта обработкой, можно путем осуществления кислотной обра­ботки в динамическом режиме, разработанном Б.М. Сучковым, В.И. Кудиновым и И.Н. Головиным. Сущность технологии за­ключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого изменения давления на забое скважины и общей тенденцией к снижению давления во времени, что обеспечивает движение раствора и продуктов реакции по направлению к забою уже в процессе кислотной обработки. Это предотвращает закрепление нерастворимых продуктов реакции в пласте и способствует более полной очистке пласта от продуктов реакции.

С целью снижения доступа кислотного раствора в высоко­проницаемые пропластки, каналы растворения и трещины, а главное - для повышения охвата пласта обработкой, перед ки­слотным раствором закачивается порция эмульгатора типа ЭС-2, нефтехим-1. Если рабочий кислотный раствор является углеводо­родным растворителем или в него входят углеводородные ком­поненты, эмульгатор добавляют в первую порцию кислотного раствора. Предварительная закачка эмульгатора или ввод его в первую порцию кислотного раствора в условиях пласта и его возвратно-поступательного перемещения образует на фронте продвижения рабочего раствора эмульсию повышенной вязкости, которая увеличивает гидравлическое сопротивление высокопроницаемых участков пласта, то есть создает условия направленной обработки менее проницаемых пропластков. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пла­ста и пластового давления. Лучших результатов достигают при изменении давления в циклах в интервале 10-25%. При меньшем изменении давления экранирующий слой на поверхности породы не разрушается, так как импульс движения жидкости в пласт очень слабый. Изменение давления в циклах более чем на 25% также неэффективно из-за сокращения их числа.

Снижение забойного давления в циклах и, соответственно, вызов притока жидкости из пласта можно осуществлять компрес­сором, струйным насосом или высокопроизводительным ЭЦН. Наиболее предпочтительно для этой цели применять струйный насос (Р.С. Яремейчук, Г.А. Лесовой). При осуществлении про­цесса с помощью струйного насоса можно создать практически любые депрессии на пласт. Технологическая схема проведения кислотной обработки в динамическом режиме с применением струйного насоса показана на рис. 123.

В скважину на НКТ 1 опускают струйный насос 2 и пакер 3 с хвостовиком 4, длина которого соответствует объему 1-1,5 м3. Конец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пла­ста. Насосно-компрессорные трубы заполняют ингибированным раствором соляной кислоты (рис. 123 а), при этом скважинная жидкость вытесняется в затрубное пространство.

После этого с помощью пакера разобщают межтрубное про­странство и цементировочным агрегатом ЦА-320 или АН-700 за­качивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на повышенной скорости. Раствор кислоты из НКТ вытесняется пресной или минерализованной водой (рис. 123 б). Затем в сква­жину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаро­вой клапан 5. В конструкции струйного насоса используется ша­рик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается в НКТ после спуска насоса. Шаровой клапан садится в клапанное седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементи­ровочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струй­ным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость.

Рис. 2. Схема технологических операций кислотной обработки ПЗП в динамическом режиме с использованием струйного насо­са: а - расположение подземного оборудования в скважине, заполнение НКТ кислотным раствором; б - запакеровка межтрубного пространства, закачка кислотного раствора в пласт; в - спуск в НКТ шарового клапана, прокачка жидкости через струйный насос (создание депрессии); г - при-подъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 - НКТ; 2 - струйный насос; 3 - пакер; 4 - хвостовик; 5 - шаровой клапан; 6 - про-давочная жидкость; 7 - раствор кислоты

При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Рас­твор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик (рис. 2 в). После этого приподнимают шаровой клапан и через определенное вре­мя (5-10 минут) расчетный объем раствора кислоты из хвостовика закачивают в пласт (рис. 2 г). Затрубное пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По вышеизложенной технологии проводят несколько циклов. В каждом последующем цикле уве­личивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем воз­вращаемой в пласт жидкости уменьшается. Процесс продолжает­ся до полного освоения скважины. Кислотную обработку пласта в динамическом режиме можно проводить с помощью передвижного компрессора (УКП-80 или КС-100) и специального клапана. Схема кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора.

Кислотная обработка пласта проводится практически в той же последовательности, что и при использовании струйного на­соса.

Способ кислотной обработки в динамическом режиме ши­роко применяется на сложнопостроенных месторождениях с кар­бонатными коллекторами Удмуртии, где проведено 1213 обрабо­ток с высокими технологическими и экономическими показате­лями. Продолжительность эффекта от обработки до 1100 суток. Добыто дополнительно 405522 тонны нефти.

4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин

К малодебитным условно относят скважины, производительность которых менее 5—6 м3/сут. Таких скважин на промыслах много, и поэтому при правильной их эксплуатации можно получить значительное количество дополнительно добытой нефти, сэкономить оборудование и другие материальные средства. Особенность многих из них заключается в том, что минимальная производительность установки с насосами, имеющими небольшой диаметр, оказывается больше притока нефти из пласта даже в случае понижения забойного давления от атмосферного. В этом случае насосом откачивается вся нефть из скважины (до приема), и далее он эксплуатируется с низкими коэффициентами наполнения вследствие засасывания газа низкого давления из кольцевого пространства скважины, что сопровождается ударами плунжера о жидкость при ходе его вниз и вибрацией. В результате насос, оборудование станков-качалок, подшипники быстро изнашиваются и увеличивается расход электроэнергии.

Во многих случаях такие скважины целесообразно эксплуатировать периодически — останавливать станок-качалку на время накопления жидкости с последующей ее откачкой и т. д. При этом дольше сохраняется оборудование, меньше расходуется энергии, но теряется часть добычи нефти (по сравнению с непрерывной откачкой), так как во время остановки станка-качалки жидкость в скважину поступает при возрастающем противодавлении ее столба на пласт. В результате скорость притока жидкости замедляется, т. е. замедляется повышение уровня.

При переводе скважин на периодическую эксплуатацию необходимо решить технико-экономическую задачу выбора рационального времени накопления нефти и откачки жидкости. Предложены аналитические и экспериментальные методы определения этих величин — по кривым восстановления уровня в скважине, по дебитограммам (кривая роста уровня в мернике, оборудованном поплавковым уровнемером), по индикаторным диаграммам, путем подбора приемлемого режима эксплуатации. В простейшем случае при исследовании на приток с помощью передвижного мерника, оборудованного уровнемером, записывающим в определенном масштабе высоту столба нефти, линия нарастания уровня в мернике в процессе непрерывной откачки количества поступающей из пласта жидкости.