Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

ПО КУРСУ “СКВАЖИННЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ”

КЛУШ 111700. 000

Группа ГР-98-01

Студент Юсупов М.С.

Консультант Карпов А.А.

2001

Введение

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин

Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется сравнительной простотой технологических операций, дешевизной и достаточной эффективностью.

При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Кроме соляной кислоты при химических методах воздействия можно применять уксусную, сульфаминовую, фтористоводородную и другие кислоты. Взаимодействие растворов кислот с составляющими порода происходит по следующим реакциям:

1) раствор соляной кислоты с известняком и с доломитом

СаСО₃ + 2HCl = СаСl₂ + Н₂О + CО₂;

СаМg (CО₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂;

2) раствор уксусной кислоты с карбонатными составляющими породы

СаСО₃ + 2СН₃СООН = Са(СH₃CОО)₂ + H₂O + CO₂;

3) раствор сульфаминовой кислотой с карбонатными составляющими

CaCO₃ + 2NH₂SO₃H = Ca(NH₂SO₃)₂ + H₂O + CO₂.

Хлористый кальций (СаС1₂) и хлористый магний (MgCl₂) -- это соли, хорошо растворимые в воде -- носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО₂) также легко удаляется из скважины либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

К. числу таких примесей относятся следующие.

1. Хлорное железо (РеС1₃), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)₃], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная кислота H₄SO₂ в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаС1₂ образует гипс (CaSO₄* 2H₂O), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.

3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).

4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF₂) и фосфорнокислого кальция (Са_з(РО₄)₂).

Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НС1 в пределах 10--15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15%-ного раствора НС1 равна минус 32,8 °С.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах.

К раствору НС1 добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы -- вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.

В качестве ингибиторов используют:

формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7--8 раз;

уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25-0,5 %), снижающую коррозионную активность в 30--42 раза. Однако поскольку уникол не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз.

Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и р = 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55--65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м³ раствора)--в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80--100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.

Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НС1.

2. Интенсификаторы -- поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3--5 раз поверхностное натяжение на границе нефти -- нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катании А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44--11, 44--22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НС1, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2--3 раза.

3. Стабилизаторы -- вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

H₂SO₄+ ВаС1₂ = BaSO₄ + 2HC1.

В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС1₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником -- гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы -- уксусную (СН₃СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).

Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1--2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СНзСOОН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НС1 в более глубокие участки пласта.

Технологии основных видов кислотных обработок. Техника и меры безопасности

К числу вполне установившихся и широко применяющихся в промышленности следует отнести следующие варианты процесса кислотной обработки скважин с карбонатными коллекторами:

1) кислотные ванны;

2) простые (обычные) кислотные обработки;

3) обработки под давлением;

4) термокислотные обработки;

5) кислотные обработки через гидромониторные насадки;

6) серийные обработки;

7) ступенчатые или поинтервальные обработки.

Кроме обработок обычными растворами соляной кислоты, при осуществлении схем простых кислотных обработок и обработок под давлением применяется закачка аэрированной кислоты, а также нефтекислотных эмульсий типа «кислота в нефти».

Кислотные ванны. Являются первым и обязательным видом кислотного воздействия для всех скважин с открытым стволом продуктивного пласта после бурения и освоения или в процессе освоения.

Назначение кислотной ванны -- очистка поверхности забоя от загрязняющих материалов -- остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и пр.

До производства кислотных ванн в таких скважинах кислотная обработка с задавливанием кислоты в пласт не должна производиться, так как растворенные загрязняющие материалы способны вновь выпасть в осадок после нейтрализации кислоты породой и тем ухудшить результаты обработки.

Кислотная ванна не рекомендуется для скважин, продуктивный пласт которых закреплен обсадной зацементированной колонной.

В отдельных случаях возникает необходимость в проведении кислотных ванн и в условиях с неизвлекаемым оборудованием забоя скважин. Например, когда обсадная колонна, цементируемая с башмаком в кровле продуктивного горизонта, спускается с заранее перфорированным хвостовиком -- фильтром, а пространство между фильтром и поверхностью пород забоя не цементируется.

Кроме скважин, вышедших из бурения, кислотная ванна применяется и в эксплуатируемых скважинах, например, для разрыхления материала забойной пробки, для очистки забоя и фильтрующей поверхности его после ремонтных работ.

Во многих случаях скважина начинает эксплуатироваться с нормальной подачей нефти уже после применения кислотной ванны.

Проведение кислотных ванн в основном следует рассматривать как операцию подготовительного характера для обеспечения наиболее эффективного проведения последующих кислотных обработок с задавливанием кислоты в пласт. Перед производством кислотных ванн скважину следует очистить от забойной пробки, если она обнаружена в результате отбивки забоя. При наличии на поверхности открытого ствола скважины значительных масс цементной корки (по данным измерений каверномером или по другим признакам) необходимо добиться максимального удаления ее механическим путем, например проработкой расширителем, уплотненной пулевой или торпедной (но не кумулятивной) перфорацией, взрывом шнуровой торпеды в интервале сплошной корки, гидромониторной (пескоструйной) проработкой этих интервалов. Обрушенный со стенок забоя материал корки извлекается затем желонкой или с помощью помпы.

Механическое удаление основной массы цементной корки необходимо потому, что не только соляная кислота, но и смесь ее с плавиковой (глинокислота) не способны растворить сколько-нибудь значительных сплошных масс цементного камня. Небольшие же остатки цементной корки отделяются от стенок соляной кислотой вследствие растворения граничащей с коркой поверхности карбонатной породы пласта.

При вскрытии продуктивного пласта бурением с применением жидкости на нефтяной основе часть фильтрующей поверхности забоя может оказаться загрязненной битумной основой промывочной жидкости, ограничивающей поверхность контакта породы с кислотой. В таких случаях, после обычных очистных работ перед заливом кислоты для кислотной ванны рекомендуется промывать забой одним из указанных растворителей.

После проведения комплекса очистных работ необходимо определить пластовое давление и статический уровень в скважине для обеспечения необходимых условий проведения кислотной ванны.

Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала продуктивного горизонта. Рабочий кислотный раствор должен быть повышенной концентрации НС1 и содержать все необходимые добавки. Особенно рекомендуется добавка уксусной кислоты. В качестве примера приводятся составы некоторых рабочих растворов (в %).

1. Концентрация НС1 -- 20,0; катапи-на-А -- 0,3 (или марвелана-К(О)--0,5).

2. Концентрация НС1--15,0; уксусной кислоты -- 3,0; ингибитора В-2 -- 0,2 (или И-1-А --0,4); марвелана-К(О) -- 0,5.

В качестве продавочной жидкости следует применять воду, подавая ее через подъемную колонну из мерника заливочного агрегата для обеспечения точного замера ее расхода соответственно плану.

Кислотный раствор по завершении закачки в скважину в течение всего периода реагирования должен находиться только в интервале обработки, т. е. он не должен выходить из зоны реагирования вверх -- в обсадную колонну за счет притока жидкости из пласта или из насосно-компрессор-ных труб, ни уходить в пласт за счет поглощения раствора призабойной зоной пласта.

На рис. 3.2 представлена схема размещения жидкостей в скважине при проведении кислотной ванны по завершении их закачки. В левой части представлена схема для случая, когда пластовое давление настолько велико, что статический уровень выше отметки устья скважины. В правой -- когда статический уровень ниже отметки устья скважины. Во втором случае необходимо перед заливом кислотного раствора понизить уровень жидкости в скважине ниже статического путем отбора жидкости в объеме, равном сумме объема насосно-компрессорных труб от нижнего их конца до статического уровня и запланированного объема кислоты.

Темп закачки кислоты на забой скважины после достижения ею нижнего конца труб должен быть замедленным до возможного предела, чтобы была возможность выдавить всю кислоту из труб за 25--30 мин или более.

Время выдерживания на реагирование должно быть в пределах 16--24 ч. Точный срок устанавливается для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое.

Рис.3.1 Схема закачки кислотного раствора при проведении кислотных ванн.

1 - положение динамического уровня; 2 - положение статического уровня; 3 - вода; 4 - раствор кислоты;5 -продуктивный пласт; 6 - нефть; 7-башмак обсадной колонны.

По завершении реагирования производится обратная промывка скважины для удаления отработанного раствора и осевшего на забой шлама путем закачки в затрубное пространство нефти. В скважинах истощенных месторождений забой очищается от шлама и отработанного раствора с помощью желонки или помпы.

Простые (или обычные) кислотные обработки являются наиболее распространенным видом обработок. Целевое назначение их -- воздействие на призабойную зону как для разработки порового пространства, так и для очистки его от загрязняющего материала. Таким образом, простые кислотные обработки проводятся с обязательным задавливанием кислотного раствора в призабойную зону пласта.

Рис.3.2 Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок:

1 -- устье скважины; 2 -- обратный клапан; 3-задвижка высокого давления; 4-насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш ЗОЛ; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 -- емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 -- емкость для кислоты; 10 -- линия для обратной циркуляции

При обработках скважин с открытым стволом простые кислотные обработки, как правило, являются вторичными обработками после проведения кислотных ванн. Они отличаются отсутствием специальных мер для создания особых условий взаимодействия кислоты: повышенного давления на забое и на устье скважины, повышенной температуры раствора на забое, создания высоконапорных струй кислотного раствора и пр. Как правило, они осуществляются с применением одного насосного агрегата, обвязанного с емкостями кислотного раствора и продавочной жидкости.

Рис.3.3 Схема кислотной обработки скважин.

Подготовка скважины заключается прежде всего в тщательной очистке ее от забойной пробки. Поэтому проверка состояния забоя перед обработкой обязательна.

При наличии сильно уплотненных пробок забой прорабатывают долотом при интенсивной промывке или высоконапорной струей кислотного раствора, подаваемого через гидромониторные насадки-сопла, направленные вниз под углом около 15° к оси насосно-компрессорных труб. Особенно эффективна такая промывка с применением аэрированной кислоты.

При наличии на забое отложений органических веществ (парафино-смолистых, асфальтено-смолистых и др.) они после чистки пробки удаляются растворителями (см. предыдущий раздел) путем производства сначала ванны из растворителя, а затем -- медленной промывкой этим же растворителем. Кроме растворителей, органические отложения можно удалять термохимической обработкой (см. ниже) с помощью забойных нагревателей или прокачкой горячей нефти.

В скважинах, дающих нефть с водой, при слабом водопроявлении и при нижнем положении обводненного интервала можно ограничиться заливкой на забой бланкета -- концентрированного раствора хлористого кальция или тяжелой и вязкой эмульсии типа «вода в нефти». В остальных случаях необходимо выполнение работ по изоляции притока воды, например с применением твердеющих смол.

Объемы кислотного раствора для простых обработок, в расчете на 1 м мощности пласта, рекомендуются следующие (в м³).

Для первичных обработок пористых пород:

малопроницаемых, тонкопористых --0,4--0,6;

высокопроницаемых--0,6--1,0.

Для вторичных обработок пористых пород:

малопроницаемых, тонкопористых -- 0,6--1,0;

высокопроницаемых -- 1,0--1,5.

Для первичных обработок трещиноватых пород -- 0,6--0,8.

Для вторичных обработок трещиноватых пород -- 1,0--1,5.

Для последующих обработок общая растворяющая способность всего раствора должна увеличиваться как за счет наращивания объема, так и за счет повышения концентрации кислоты, если не требуется коренное изменение технологии обработок, например перехода на другие их виды.

За основную концентрацию рабочего кислотного раствора следует принимать 15% НС1, а за максимальную -- 20% НС1. В состав рабочего раствора обязательно должны входить ингибитор и ПАВ, желательно -- катионоактивный, или один только ПАВ, если он одновременно является ингибитором. Также весьма желательна добавка уксусной кислоты, как замедлителя реакции кислотного раствора с породой, так и стабилизатора окисных соединений железа.

Для производства простых кислотных обработок нагнетательных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами можно ориентироваться на те же примерные составы, но катапин-А и марвелан-К(0) в них следует заменить на неионогенный ПАВ, например ОП-10. Тогда, кроме этого ПАВ, необходимо обязательно вводить ингибитор В-2, или И-1-А, или же катапин-А, но в дозировке не как ПАВ (среднее 0,3--0,2%), а как ингибитора, т.е. 0,05%. Кроме того, здесь особенно необходима добавка уксусной кислоты.

Продавочной жидкостью при таких обработках скважин обычно служит нефть того же месторождения. При обработках газовых скважин лучше применять для задавливания кислоты воду или газ. При обработках нагнетательных скважин -- воду, желательно с добавкой ПАВ типа ОП-10 в первые ее порции.

Техника закачки кислотного раствора и продавочной жидкости определяется необходимостью выполнения основного условия обработки, а именно: уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавливания ее в пласт должен находиться только в пределах интервала ствола скважины, выбранного для данной обработки.

Для скважин, в которых можно установить циркуляцию нефти с выходом ее из затрубного пространства при закачке агрегатом, предназначенным для обработки, это достигается следующим приемом. В нефтяную скважину форсированно закачивается нефть, а в нагнетательную -- вода, до устойчивого переливания ее из затрубного пространства. После этого закачивается кислотный раствор при открытом затрубном пространстве с контролем за расходом. Как только кислотный раствор будет подан в объеме насосно-компрессорных труб и емкости интервала обработки за трубами, немедленно перекрывается затрубное пространство и нагнетается запланированный объем кислоты. Вслед за ней, также без перерыва в закачке, подается продавочная жидкость в запланированном объеме.

При обработке открытого ствола скважины количество продавочной жидкости может быть запланировано лишь в объеме труб, если открытый ствол за трубами предусматривается оставить заполненным кислотой, или же в объеме труб и емкости интервала обработки за трубами, если предусматривается закачать всю кислоту в пласт.

В скважине, закрепленной обсадной колонной, количество продавочной жидкости планируется в объеме второго варианта. В нагнетательных скважинах продавочная вода закачивается в объеме, равном 3--4 и более объемам труб, после чего скважина подключается к водоводу и после прямой и обратной промывок переводится под закачку.

В нефтяных скважинах, где по условиям в залежи установить циркуляцию невозможно, производится предварительная подкачка нефти на предельно высокой скорости и, вслед за ней, на той же скорости -- закачка всего объема кислоты и продавочной жидкости.

Для обеспечения более равномерной разработки приствольной части призабойной зоны и полного охвата всей мощности обрабатываемого пласта образованием первичных каналов растворения с учетом более глубокого развития их при последующих обработках скорость закачки ограничивается только при первичной обработке малопроницаемых тонкопористых карбонатов.

Во всех других случаях необходимо стремиться к максимальному увеличению скорости продвижения кислоты по пласту в целях достижения наиболее глубокого проникновения ее от ствола скважины.

Время выдерживания кислоты на реагирование в пласте зависит от многих факторов, учесть которые затруднительно. Наиболее надежно оно устанавливается на основе анализа на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты после определенного срока выдерживания ее в пласте.

Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки выдерживания:

при оставлении хвостовой части кислоты в открытом стволе скважины -- 8--12 ч и до 24 ч;

при задавливании всей кислоты в пласт:

при температуре забоя 15--30° С -- до 2 ч;

при температуре от 30 до 60° С _ 1 - 1,5 ч;

при более высоких температурах время выдерживания вообще не планируется так как работы по переводу скважины на эксплуатацию займут большее время, чем его нужно для полной нейтрализации кислоты в пласте.

По истечении срока выдерживания скважина переводится на эксплуатацию. Если же устанавливается, что в результате обработки образовалась забойная пробка, ее необходимо удалить.

Кислотные обработки под давлением. При закачке растворов кислоты под обычными, относительно небольшими перепадами давлений, по технологии простых кислотных обработок кислота будет устремляться в наиболее проницаемые интервалы. В эти же интервалы будет проникать основная масса кислоты и при последующих обработках скважины. При этом остальная часть разреза, представленная породами низкой проницаемости, часто по мощности и запасам значительно превышающая интервал высокопроницаемых пород, подвергается воздействию кислоты в малой мере и лишь в приствольной части призабойной зоны.

В этих условиях возникает необходимость создать высокое давление для продвижения кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта при одновременном исключении или большом ограничении поглощения кислоты высокопроницаемыми частями разреза скважины. Это может быть при подходящих условиях достигнуто разделением высокопроницаемых интервалов пакером; ограничение поглощения -- предварительной закачкой в высокопроницаемые участки пласта буфера высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Таким способом можно значительно увеличить охват всей мощности продуктивного пласта воздействием кислоты. Помимо увеличения производительности скважин, это приведет к более полному извлечению запасов нефти или газа при обработках нефтяных или газовых скважин и позволит полнее вытеснить нефть из пласта водой или другим вытесняющим агентом в результате обработок нагнетательных скважин.

Объектами для кислотных обработок под давлением могут служить нефтяные, газовые и нагнетательные скважины на любой стадии разработки месторождения с учетом того, что подавляющее большинство месторождений с карбонатными коллекторами разрабатывается без поддержания пластового давления.

Кислотные обработки под давлением для скважин с открытым стволом должны быть третьими операциями -- после проведения на них кислотной ванны и обработки приствольной части призабойной зоны по технологии простых кислотных обработок, вторыми -- на скважинах, закрепленных обсадной колонной.

Специальную подготовку необходимо осуществлять при планировании обработок скважин, дающих нефть с водой, особенно в тех случаях, если имеются напорные пластовые воды.

Основными видами работ по подготовке скважин под обработку под давлением являются те же, что и при простых кислотных обработках, а именно: удаление забойных пробок и органических отложений при их наличии, установка бланкета тяжелой жидкости в пределах обводненного низа забоя, изоляция притока вод.

Кроме того, поскольку высокие перепады давления в интервале малопроницаемых пород можно создать, только если будет ограничена поглощаемость кислоты высокопроницаемыми интервалами, необходимо знать местоположение последних в разрезе продуктивного пласта. Поэтому при подготовительных работах определяется профиль приемистости скважины при закачке нефти в нефтяные или воды в нагнетательные скважины с помощью забойного расходомера.

Необходимо также тщательно проверить герметичность и общее техническое состояние насосного оборудования и всей его обвязки.

При кислотной обработке под давлением однородного малопроницаемого пласта следует учитывать, что в кровле пласта для предохранения обсадной колонны от действия чрезмерно больших давлений достаточно установить пакер. Высоконапорные насосные агрегаты большой производительности обеспечивают подъем давления на забое и на устье скважины за счет превышения производительности агрегата поглощающей способности пласта. Иногда для этой цели подключают два параллельно работающих агрегата.

При обработке однородного пласта повышенной проницаемости, особенно с низким пластовым давлением, а также при обработке неоднородного пласта с наличием в разрезе малопроницаемых и высокопроницаемых интервалов создание высоких перепадов достигается путем предварительной закачки вязкой нефтекислотной эмульсии. Резкое ограничение приемистости высокопроницаемых интервалов, избирательно поглотивших эмульсию, позволяет закачать вслед за эмульсией в малопроницаемые интервалы рабочий кислотный раствор.

Эмульсию можно приготовить путем перемешивания кислоты с нефтью с помощью насосов агрегата ЦА-300 или ЦА-320М. Последний обвязывается с основным агрегатом, закачивающим жидкости в скважину (например, Азинмаш-30), и емкостями по схеме, приведенной на рис. 3.4.

Для приготовления эмульсии в секцию бункера агрегата закачивается нефть, которая ротационным насосом-2 перекачивается в секцию-3. По установлении циркуляции в секцию малыми порциями подается кислота; при интенсивном перемешивании кислоты и нефти шестернями ротационного насоса образовывается эмульсия. После видимого начала образования эмульсии включают основной насос агрегата 4, который перекачивает эмульгированную кислоту снова в секцию 1, куда, при продолжении циркуляции, подают кислоту до запланированного объема и до получения эмульсии требуемой вязкости. Если объема эмульсии, приготовленной в бункерах 1 и 3, недостаточно, то ее сливают в емкость 5 и готовят вторую порцию.



Рис.3.4 Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках проводимых под давлением.

1-первая половина бункера; 2 - ротационный (шестеренчатый) насос; 3 - вторая половина бункера; 4 - поршневой насос; 5 - ёмкость для нефти; 6 и 7 - ёмкости для кислот; 8 - цементировочный агрегат; 9 - кислотный агрегат Азинмаш-30; 10 - плунжерный насос.

Кроме этого способа, сравнительно быстро и в любом количестве можно получить эмульсию путем одновременной прокачки кислоты и нефти через штуцер диаметром от 6 до 12 мм, принимая готовую эмульсию в специальную емкость-мерник. Легче всего образуются эмульсии с нефтями при высоком содержании асфальтено-смолистых веществ.

К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый габойль и пр. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и др.

В зависимости от способа и времени перемешивания, при содержании в смеси 10 -- 12%-ной кислоты около 70% от смеси, можно получить эмульсии различной стабильности вязкостью от 20 мПа * с до 10 Па-с.

Контроль за вязкостью получаемой эмульсии можно проводить по стандартному вискозиметру СПВ-5 для глинистого раствора, предварительно оттарировав его по эмульсиям на вискозиметре Гепплера в ЦНИПР.

Как видно из изложенного, при обработках применяются или один рабочий кислотный раствор, или нефтекислотная эмульсия, а затем рабочий раствор. Объем нефтекислотной эмульсии рассчитывается, исходя из мощности высокопроницаемых интервалов, их пористости и планируемого радиуса распространения эмульсии.

Так, для пород с пористостью т = 0,2 при радиусе задавливания R- 1,5 объем эмульсии можно принять около 1,5 м³ на 1 м мощности высокопроницаемых интервалов(по профилю приемистости). Для R- 2м объем эмульсии будет уже около 2,5 м³ на 1 м мощности.

Объем рабочего раствора можно принять тот же, что и для простых кислотных обработок, т. е. от 0,6 до 1 м³ на 1 м суммарной мощности пласта. Состав и концентрация рабочего раствора при этом виде обработок должны быть те же, что и при простых обработках. Лишь в раствор кислоты, предназначенной для приготовления эмульсии, не надо добавлять уксусную кислоту, а количество ПАВ должно быть минимальным (в пределах 0,1--0,15%) во избежание нарушения стабильности эмульсии.

Продавочными жидкостями для задавливания рабочего кислотного раствора в зависимости от типа обрабатываемых скважин (нефтяные, газовые, нагнетательные) могут быть нефть, газ или вода. Закачка осуществляется в условиях обвязки, указанной на рис.3.4, так как насосные агрегаты типа Азинмаш-30 и в АН-500 работают лучше, если на прием их насосов жидкость подается под некоторым избыточным давлением.

Эмульсия в объеме труб и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве. После закачки этого объема устанавливают пакер и продолжают закачку эмульсин на ограниченной скорости во избежание возникновения больших гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах.

Рабочий кислотный раствор после подачи его в объеме труб закачивается на предельно высокой скорости. При обработке без эмульсии рабочий раствор с того же момента также закачивается на максимальной скорости, а продавочная жидкость -- на высокой скорости, по возможности без снижения достигнутого давления. Время выдерживания рабочего кислотного раствора при обработке без эмульсии устанавливается по тому же методу, что и при простых кислотных обработках.

Для первых обработок с эмульсией можно рекомендовать следующее время выдерживания:

при температуре пласта 15--30° С -- 3 ч; при температуре 30--80° С -- около 2 ч; при температуре 80° С и более время выдерживания не планируется, а скважина сразу вводится в эксплуатацию.

По результатам анализа проб отработанного раствора (8--10 проб при одной обработке) на 3--4 скважинах окончательно устанавливается время на реагирование для каждого отдельного месторождения.

Завершается обработка извлечением насосно-компрессорных труб с пакером и якорем, после чего скважина пускается в эксплуатацию.

Кислотоструйные обработки (обработки через гидромониторные насадки (сопла). Особенностью этих обработок является сочетание растворяющего действия активной кислоты с механически разрушающим действием высокоскоростной струи большого напора. Механическое гидромониторное разрушение по аналогии с пескоструйной перфорацией может быть в большой мере усилено, если к кислоте, под большим давлением выбрасываемой через насадки на обрабатываемую поверхность, добавлять кварцевый песок.

Обработка высокоскоростными напорными струями кислоты может быть применена для следующих целей: очистки стенок забоя скважин от цементной и глинистой корки; для разрушения и удаления плотных забойных пробок струями, направленными вниз; для интенсивного разрушения пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для избирательно-направленной обработки, а также для создания щелеобразных засечек в заданном интервале для последующего направленного гидравлического разрыва пласта.

Соответственно этим целям кислотоструйные обработки могут применяться преимущественно в скважинах с открытым стволом в пределах продуктивного пласта.

Гидромониторные насадки предпочтительнее иметь с каналом профиля сжатой струи.

В качестве забойного кислотного гидромонитора можно применять пескоструйный перфоратор, в котором насадки с цилиндрическим и коническим каналами заменяют насадками с каналом профиля сжатой струи. При кислотоструйных обработках забойных пробок насадки располагаются так, чтобы струи кислоты вылетали из них не горизонтально, а вертикально вниз или под небольшим углом ( 15°) к оси скважины. Для перемещения гидромонитора в намеченные для обработки интервалы и до забоя насосный агрегат соединяется с насосными трубами гибким шлангом высокого давления.

Каких-либо специальных подготовительных работ, кроме обычных, для производства кислотоструйных обработок не требуется. Только при разрушении цементной и глинистой корок необходимо закачку кислоты через насадки начинать при максимально возможном понижении уровня в скважине. При этом увеличивается напор, а главное, предупреждается возможность поглощения сильно загрязненного раствора призабойной зоной пласта.

Кислотоструйные обработки, как правило, планируются как процесс, совмещенный с тем или другим видом обработки. Поэтому все параметры (объемы, состав, концентрация растворов) устанавливаются соответственно требованиям того вида обработки, с которым совмещается кислотоструйная обработка.

Техника закачки определяется основным требованием -- во всех случаях обеспечивать максимально возможную для данного диаметра сопла вылетную скорость.

Пенокислотная обработка скважин

Для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок, за последнее время все большее применение находят пенокислотные обработки скважин.

Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены.

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

1)замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;

2) малая плотность кислотных пен (400--800 кг/м³) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктивных мощностях пласта и пониженных пластовых давлениях;

3) 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 воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.



Рис.3.5 Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами.

1-компрессор; 2 - кислотный агрегат; 3 - аэратор; 4 -- крестовина; 5 -- обратный клапан

Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходят перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены.

Степень аэрации, или объем воздуха в м³ на 1 м³ кислотного раствора, обычно принимается в пределах 15--25. При пенокислотных обработках применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема раствора.

Рис. 3.6 Аэратор.

1 - гайка под трубы; 2 - переводник; 3 - корпус; 4 - труба для воздуха;

5 - центратор; 6 - фланец с прокладкой; 7- труба для кислотного раствора.

Обработка скважин грязевой кислотой

Для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция СаР₂1 способный запечатать поровое пространство пласта.

При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1-1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту--смесь 3--5%-ной плавиковой кислоты с 10--12%-ной соляной кислотой.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.

Термохимическая и термокислотная обработки

Термохимическая обработка -- процесс воздействия на забой горячей кислотой, при котором нагревание кислотного раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.), осуществляемом в специальном реакционном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорных трубах в пределы интервала, намеченного под обработку.

Термокислотной обработкой принято называть комбинированный процесс, первым этапом которого является термохимическая обработка, а вторым, непрерывно следующим за первым,-- обычная кислотная обработка или кислотная обработка под давлением.

Совмещенное действие двух факторов -- высокой температуры и активности кислоты -- позволяет эффективно применять эти процессы на следующих объектах: в скважинах, снизивших производительность за счет отложений парафиновых или асфальто-смолистых веществ на забое и в прифильтровой зоне; с целью удаления этих отложений в скважинах с низкими коллекторскими свойствами пород пласта; с целью формирования максимального количества каналов растворения в заданном интервале, особенно в доломитах и сильно доломитизированных породах; в скважинах, вышедших из бурения, с целью более интенсивного растворения материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность забоя; в нагнетательных скважинах для очистки поверхности фильтрации от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте.

Во всех случаях термохимический процесс целесообразен лишь на месторождениях с низкой температурой пласта, порядка от 15 до 40° С.

Из-за высокой химической активности горячей кислоты в отношении металла и ограниченности ингибиторов, достаточно активных при высоких температурах, термохимический процесс в основном применяется в скважинах с открытым забоем.

Поскольку второй этап термокислотных обработок ни по оборудованию, ни по обвязке, ни по технологии ничем не отличается от таковых при простых обработках или обработках под давлением, описанных выше, рассмотрим лишь первый этап термокислотных обработок -- термохимическую обработку, которая иногда применяется и в качестве самостоятельного процесса.

Количество тепла, выделяемого при растворении магния в соляной кислоте, определяется из уравнения (для 1 моль Mg);

Mg + 2НС1 + Н₂О = MgCl + Н₂О + Н₂ + 470 кДж.

Отсюда имеем, что при растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется тепло в количестве 18,9 МДж.

Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной кислоты. Но при этом вся кислота превратится в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом (18,9 МДж) был бы нагрет до высокой температуры (более 300° С). Поэтому необходимо стремиться к тому, чтобы магний растворялся в значительно большем объеме кислоты и за счет теплоты реакции весь этот объем кислоты нагрелся бы до достаточно высокой температуры и в то же время на растворение магния была бы израсходована лишь часть активности кислоты.

Учитывая, что температура кислоты на входе в наконечник будет на большинстве месторождений от +20 до +30° С, можно принять как оптимальное соотношение от 70 до 100 л 15%-ной кислоты на 1 кг магния при расчетной температуре на выходе из наконечника от +75 до +80° С и остаточной концентрации НС1 = 11 S- 12,2%.

В скважинах с пластовым давлением 3 МПа и выше следует применять магний только в форме стружки, причем, чем выше давление в интервале обработки, тем тоньше должна быть стружка.

В скважинах истощенных месторождений с давлением ниже 3 МПа следует применять магний в форме стержней круглого, квадратного или другого вида сечений, причем чем меньше пластовое давление, тем с большей площадью сечения могут применяться магниевые стержни. Так, при давлениях до 1 МПа лучше применять стержни с площадью сечения около 10--15 см², выше 1 МПа и до 2,5--3,0 МПа -- с площадью от 1 до 4--5 см².

Реакционные наконечники применяются двух видов: для зарядки магнием в виде стружки и для зарядки его стержнями или брусками. Обычно используются наконечники, вмещающие от 40 до 100 кг магния, через которые прокачивается соответственно от 4,0 до 10,0 м³ 15%-ной кислоты для нагревания ее до 60° С (или другие объемы в зависимости от необходимой температуры).

Термохимическая обработка. Реакционный наконечник, в который на поверхности загружается магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы за весь процесс в наконечнике расходовалась активность кислоты на реакцию с магнием равномерно тому, чтобы достичь одинакового нагрева и одинаковой остаточной кислотности всего объема кислоты, запланированного на реакцию с магнием. Это важное, но трудно выполнимое условие.

Сложность заключается в том, что условия, определяющие процесс взаимодействия кислоты с магнием, в ходе прокачки ее через наконечник непрерывно изменяются (масса, объем и реагирующая площадь поверхности магния, объем реагирующей в каждый момент кислоты, отношение объема ее к площади поверхности, температура реакционной среды и т. д.). Все это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим прокачки кислоты через наконечник со стружечным магнием во времени определяется на поверхности на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обработках.

Приведем параметры режима закачки кислоты через наконечник для стружки, установленный для следующих условий: магния -- 30 кг, 15%-ной кислоты -- 2350 л (около 80 л на 1 кг магния), давление на уровне установки наконечника (столб жидкости в затрубном пространстве) -- 10 МПа . При более высоких давлениях скорость реакции кислоты с магнием сильно замедляется, в связи с чем соответственно уменьшается скорость прокачки. Влияние многих других факторов обусловливает необходимость установления режима для каждых конкретных условий опытным путем с применением термографа.

При использовании стержневого магния режим закачки можно приближенно рассчитать, если известны: площадь поверхности каждого стержня, ее изменения в ходе прокачки, скорость растворения магния при атмосферном давлении при разных отношениях объемов кислоты к площади поверхности, влияние давления на скорость реакции и др.

В табл. 1.1 приведены расчетные данные о скоростях прокачки кислоты через наконечник с внутренними диаметрами 100 и 75 мм, с загрузкой магния массой 40 кг и при объеме кислоты в 100 л на 1 кг магния.

Для упрощения расчета весь период прокачки кислоты разделен на 10 интервалов времени. По указанному выше условию за каждый интервал времени должно быть прокачано 400 л кислоты и растворено 4 кг магния. Данные приведены для круглых стержней различных диаметров.

Делением объема кислоты, прокачиваемой за один интервал (400 л), на объемный расход за каждый интервал получаем время прокачки за этот интервал. Например, для 75-мм наконечника и стержней диаметром 30 мм имеем для интервалов: 1-400/5,4=1,25 мин; 2-400/5,3 = 1,25 мин; 3- 1,33 мин; 4- 1,83 мин; 8- 2 мин; 9 - 2,5 мин; 10 - 5,5 мин.

Термохимический процесс может совмещаться не только с простыми обработками и обработками под давлением, но, например, и с кислотоструйными. Для этого применяют тот или другой вид наконечника, предназначенного для спуска в скважину при 200-мм обсадной колонне. В отверстиях наружной трубы наконечника нарезается резьба, и в них ввинчиваются сопла с каналом профиля сжатой струи. Для предупреждения засорения каналов предусматривается специальный патрубок, в котором размещается фильтр, обернутый латунной сеткой с отверстиями диаметром 2-3 мм.

Для защиты металла забойного оборудования скважин от разрушения горячей кислотой надежнее всего ингибировать смесь И-1-А -- 0,4% + уротропин -- 0,8% + йодистый калий от 0,01 до 0,1% (согласно рекомендации Н. И. Подобаева и др. Для раствора кислотной части термокислотной обработки применяются добавки ингибиторов и ПАВ, указанные при описании простых кислотных обработок).

Серийные обработки - представляют собой такой вид кислотной обработки, при котором интервал продуктивного пласта через короткие промежутки времени подвергается двух- и трехкратному воздействию одного и того же или разных видов кислотной обработки с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Время, через которое производятся запланированные виды обработок, определяется необходимостью очистки забоя и извлечения отработанного раствора из пласта, если обработка производилась с задавливанием кислоты.

Примеры серийных обработок: а)«ванна-ванна-ванна»;б)«ванна-простая обработка приствольной части призабойной зоны - простая обработка призабойной зоны»; в) «термокислотная обработка - обработка под давлением» и т. д.

Поинтервальные или ступенчатые обработки. При одновременной обработке пласта большой мощности, нескольких пластов или пропластков вследствие избирательного проникновения кислоты в наиболее проницаемые интервалы большая часть из общей мощности продуктивных пород останется фактически не обработанной или в очень малой мере затронутой обработкой.

Для охвата всей мощности продуктивных пород воздействием кислоты необходимо принудительно задавливать кислотный раствор в ограниченные по мощности интервалы пласта или в отдельные его пропластки. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации принудительно-направленной обработке подвергается следующий интервал или пропласток и т. д., пока вся мощность пласта или все пропластки не будут охвачены обработкой.

Поинтервальным обработкам могут подвергаться нефтяные, газовые и нагнетательные скважины с открытым забоем, так и закрепленные обсадной колонной. Проводить их целесообразнее в начальный период эксплуатации скважин или после выхода их из бурения.