Подготовка скважины с открытым стволом перед проведением простой кислотной обработки заключается в тщательной очистке забоя и стенок скважины. Очистка стенок открытого ствола скважины, как уже указывалось выше, производится сочетанием механических методов и кислотной ванны в зависимости от состояния стенок скважины.

В скважинах с продуктивным пластом, обсаженным колонной, подготовка скважины сводится к очистке забоя от загрязняющей его пробки.

В подготовительные работы перед проведением простой кислотной обработки входят: извлечение штанг, допуск фильтра до подошвы обрабатываемого пласта, приготовление необходимых объемов раствора кислоты и продавочных жидкостей.

Как и перед проведением кислотной ванны, весьма существенно определить гидродинамическое состояние скважины - коэффициент продуктивности, статический уровень, скорость накопления уровня и др. проведение простой кислотной обработки связано с проникновением раствора кислоты в поровое пространство призабойной зоны скважины. Поэтому в зависимости от гидродинамического состояния скважины подготовительные работы должны предусматривать подготовку на скважине определенных объемов сырой дегазированной нефти, которая будет использоваться в процессе закачки кислоты.

Для проведения простых кислотных обработок объем раствора кислоты планируют для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально. Строго теоретически обосновать назначение точного объема кислоты для получения максимального эффекта от обработки конкретной скважины на сегодня очень трудно. Основные данные, которыми необходимо располагать для достаточного обоснованного расчета объема кислоты, как-то: радиус призабойной зоны с искусственно сниженной проницаемостью, пористость, проницаемость и химико-минералогический состав пород призабойной зоны, в большинстве случаев или полностью отсутствуют, или имеются частично. Кроме того, до настоящего времени слабо изучены кинетика взаимодействия растворов кислоты с породой в условиях пористого пространства призабойных зон и характер разрушения пород под действием кислоты. Все это создает большие трудности для научно-технического обоснования объема кислоты для получения максимального эффекта от соляно-кислотной обработки.

При отсутствии указанных данных для первичных обработок нефтяных коллекторов того или иного месторождения на основе большого опыта применения кислотных обработок нефтяных скважин на многих месторождениях с карбонатными коллекторами объем кислоты следует устанавливать из расчета 0,4 - 1,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта. При этом наименьшие объемы (0,4 - 1,0 м3) на единицу мощности целесообразнее планировать для менее проницаемых пород с малыми начальными дебитами скважин. Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости следует планировать 1,0 - 1,5 м3 раствор кислоты на 1м мощности обрабатываемого пласта. При этом имеется в виду, что минимальный объем кислоты назначается при первой обработке призабойной зоне скважины с последующим наращиванием объема до максимального при повторных обработках. При одной и той же степени карбонизации характер распределения карбонатов в песчаниках отличается большим разнообразием. Поэтому только промышленный опыт может позволить установить, при каком объеме кислоты и ее концентрации в данном месторождении происходит интенсивный вынос песка после кислотной обработки. Обработки первых скважин на конкретном месторождении рекомендуется начинать с применением малых объемов 0,4 - 0,6 м3 на 1 м мощности при сниженной до 8,0 - 10,0 % -ной концентрации кислоты, с наращиванием как объема так и концентрации при последующих обработках.

При больших мощностях нефтеносного пласта необходимо обработку производить по отдельным интервалам, предупреждая возможность ухода кислоты в другие интервалы ствола скважины тем или другим способом (пакерование, гидравлические условия закачки и т.д.). Объемы кислоты при повторных обработках скважин, как правило, должны быть увеличены по сравнению с первой обработкой или вообще с предыдущей обработкой для расширения сферы распространения активной кислоты по пласту от ствола скважины.

Типовая технология проведения простых соляно-кислотных обработок заключается в следующем. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну шаблонируют и промывают забой скважины методом обратной промывки. После этого трубы с шаблоном поднимают и в скважину на НКТ спускают пакер, после чего скважину промывают водой повторно. Пакер устанавливают на 10 - 20 м выше верхних отверстий интервала перфорации, а ниже пакера спускают ''хвост'' и НКТ такой длины, чтобы концы труб находились на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Пакер опрессовывается на полуторократное давление, ожидаемое при закачке кислоты.

Раствор соляной кислоты, концентрацией 12 - 15 % закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой (давление продавки создается в зависимости от приемистости скважины). Скважину закрывают на 16 - 24 часа для реагирования.

После реагирования кислоты пакер срывают и скважину промывают. Затем спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу, после чего регулярно замеряют дебит скважины, обводненность продукции и продолжительность эффекта.

Для производства закачки рабочих жидкостей при простых кислотных обработках устье скважины обвязывают с агрегатом Азинмаш-30 с добавочной емкостью на прицепе или агрегатом другого типа (АН-500, ЦА-320) и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости.

Рисунок 1. Схема обвязки наземного оборудования при проведении простых кислотных обработок.

1 - емкость для кислоты; 2 - емкость для продавочной жидкости; 3 - емкость-прицеп с кислотой; 4 - емкость с кислотой на агрегате; 5 - устье скважины; 6 - агрегат Азинмаш-30.

Количество и объем емкостей определяются, исходя из предусмотренных планом обработки данной скважины объема и числа различных жидкостей: соляно-кислотного раствора, глинокислоты, нефти для установления циркуляции или подкачки в затрубное пространство и для продавливания кислоты, воды.

Перед закачкой рабочих жидкостей поднимают штанги и насос и доспускают трубы до забоя. Герметизируется устье скважины.

При значительном зумпфе в скважине, особенно если обработка зумпфа кислотой вызывает возможное обводнение скважин за счет установления взаимосвязи с водоносным горизонтом, зумпф заливают тяжелым раствором хлористого кальция (бланкет) с плотностью около 1,30 г/см3 (около 32 CaCl2), лишь незначительно не доводя его до нижней границы намеченного под обработку интервала пласта. В этом случае нижний конец НКТ помещают над уровнем бланкета.

Еще надежнее заливать зумпф гидрофобной высоковязкой эмульсией из этого же раствора хлористого кальция и нефти. В целях достижения высокой вязкости эмульсии для смешения следует давать возможно большее количество водной фазы - 70-80 и более. Одновременно это обеспечивает и получения наибольшей плотности эмульсии.

Если качество нефти не позволяет получить стабильную эмульсию типа "вода в нефти", то следует повысить эмульгирующую способность нефти добавлением к ней нефтерастворимых материалов, содержащих большее количество поверхностно-активных веществ: мазута, окисленного петролатума, кислого газойля.

При обработке пласта и его интервала, нижняя часть которого находится в водоплавающей части залежи или обводнена в процессе эксплуатации скважины и по организационным причинам нельзя провести изоляционные работы перед обработкой скважины, необходимо предусмотреть залив бланкета из гидрофобной эмульсии повышенной плотности до уровня, на 2-2,5 м выше водонефтяного контакта. Целесообразнее устанавливать этот бланкет после предварительной задавки собственной нефти в пределы всего пласта как намеченного к обработке, так и обводненной его части.

Если в процессе обработки возможно подвергнуть воздействию кислоты зону газовой шапки, необходимо перед закачкой кислоты заполнить скважину в пределах всего открытого ствола скважины такой же эмульсией типа "вода в нефти", применив в качестве водной фазы обычную пресную воду.

Порядок и гидравлические условия закачки рабочих жидкостей при кислотных обработках в большей степени определяются гидродинамическим состоянием скважины к моменту обработки. При этом учитываются назначение скважин и их конструкция.

Условия закачки должны обеспечивать поддержание уровня кислоты в затрубном пространстве в период закачки и остановки на реагирование только в пределах интервала ствола скважины, выбранного для данной обработки. В пласте, обсаженном колонной, нарушение этих условий приведет к подъему кислоты выше верхних отверстий перфорации. Помимо того, что при этом определенный объем кислотного раствора не поступит в обрабатываемый пласт, на металл обеих колонн (подъемной и эксплуатационной) будет длительное время действовать эта кислота.

В условиях открытого ствола скважины с мощностью, значительно превышающей мощность намеченного для обработки интервала, подъем кислоты приведет к расходованию части ее на реагирование с карбонатными стенками ствола выше интервала обработки, а при подходящих коллекторских свойствах и к уходу в пласт в интервалах, не являющихся объектами данной обработки.

В последнем случае надежнее было бы применить пакерование открытого ствола скважины. Это вполне осуществимо, но только в условиях, когда диаметр открытого ствола скважины равен диаметру обсадной колонны. Эта единственно рациональная для крепких карбонатных пород конструкция достигается тем, что продуктивный пласт вскрывается бурением только до его кровли. После спуска и цементирования эксплуатационной колонны продуктивный пласт вскрывается долотом меньшего диаметра.

Скорость задавливания кислоты в карбонатные породы определяется коллекторскими свойствами этих пород и перепадом давления. Во всех случаях целью является достижение максимального распространения ее от ствола скважины в активном состоянии. Этой цели служит создание повышенного устьевого давления в скважинах первой группы (позволяющее заполнить нефтью всю скважину до перелива ее затрубного пространства), а также форсированная подкачка нефти в затрубное пространство перед закачкой кислоты.

Определенное ограничение рекомендуется только для первичной обработки малопроницаемых пористых карбонатов с тем, чтобы обеспечить более равномерную разработку приствольной части этих пород и лучше охватить всю мощность обрабатываемого пласта образованием первичных каналов растворения при первой обработке и развитием их при последующих обработках.

В этих целях не рекомендуется повышать давление при первой обработке выше 80 - 100 кг/см2 на устье, добиваясь поглощения кислоты выдерживанием скважины под этим давлением в течение определенного времени. Только в случае отсутствия поглощения при таком выполнении закачки следует увеличивать устьевое давление закачки.

При последующих обработках необходимо осуществлять все меры, обеспечивающие задавливание активной кислоты в глубь пласта, и, в первую очередь, увеличивать скорость закачки повышением давления. При обработке соляной кислотой карбонизированных песчаников необходимо уже при первой обработке стремиться достичь максимальной скорости придвижения кислоты по пласту, имея в виду большую скорость отработки ее с рассеянным карбонатом с высоко развитой удельной поверхностью.

При обработке нефтяных скважин с открытым стволом в интервале продуктивного карбонатного пласта время выдерживания на реагировании зависит от того, производится ли обработка с оставлением последней порции кислотного раствора в открытом стволе скважины для дополнительной разработки поверхности ствола или вся кислота задавливается в нефтеносный пласт.

В первом случае сроки выдерживания могут быть приняты примерно в те же, что и для кислотных ванн, но уменьшение в 1,5 - 2 раза, если в предшествующий период полностью выполнены все требования к очистке поверхности ствола и забоя после очистных работ проведена кислотная ванна. Реагирование в стволе скважины в этом случае происходит уже в условиях более чистых пород продуктивного пласта, чем при кислотных ваннах, и выдерживание кислоты в стволе не преследует цели растворения и разрушения трудно растворимых загрязняющих материалов (цемент, глинистая корка и др.).

Окончательный срок реагирования устанавливается путем анализа проб выдавленного с забоя обратной промывкой кислотного раствора на остаточную кислотность, поскольку, как и в случае кислотных ванн, этот срок не может быть одинаков не только для скважин разных месторождений, но часто и для разных скважин одного и того же месторождения. Этот срок не только зависит от химико-минералогического состава пород, но и от диаметра открытого ствола скважины, например, при диаметре 168 мм срок реагирования должен быть в 2 раза меньше, чем при диаметре 325 мм и т.д. Он зависит также и от давления, под которым находилась кислота в стволе скважины во время реагирования. Так, если для исчерпывающего реагирования под давлением в 60 - 100 кг/см2 и более при 20 С в стволе скважины диаметром 219 мм потребуется 8 - 12 ч, то на скважинах более истощенных участков того же месторождения, где даже в результате интенсивной подкачки нефти в затрубное пространство не удается создать давление при реагировании более 10 кг/см2, потребуется, по крайней мере в 2 - 2,5 раза меньше времени, т.е.4 - 6 ч. При применении кислотного раствора замедленного действия (с добавлением уксусной кислоты) срок выдерживания соответственно увеличивается.

При задавливании всего кислотного раствора в продуктивный пласт срок выдерживания может быть сильно сокращен. Выше приводились данные, показывающие, что скорость взаимодействия кислоты с породой находится в линейной зависимости от диаметра канала, в котором происходит это взаимодействие, т.е. от объёма кислоты на единицу реагирующей поверхности породы. С уменьшением диаметра канала в 2 раза скорость нейтрализации кислоты с породой увеличивается также в 2 раза.

Согласно изложенным представлениям о механизме химического разрушения при обработке пористых карбонатных пород по прекращении задавливания кислоты в пласт кислота будет занимать созданные собственным растворяющим действием "каналы растворения" или "каналы разъедания". Это каналы наибольшего сечения в пласте, хотя диаметр их нам точно не известен. По результатам лабораторных опытов возможно образование таких каналов с диаметром 3, 5, 10 мм и даже более. Кроме того, часть кислоты задавливается и непосредственно в поровое пространство породы через стенки ствола скважины и каналов растворения, каверны трещины.

Очевидно, что срок выдерживания кислоты на реагировании в этих условиях определяется возможным временем нейтрализации соляной кислоты в "каналах растворения" и в отдельных кавернах, так как время реагирования кислоты в каналах порового пространства, сечение которых обычно находится в пределах 0,02-1,0 мм, даже при высоких давлениях должно исчисляться соответственно от нескольких секунд до нескольких минут. Для каналов с диаметром до 10 мм этот срок, вероятно, будет исчисляться уже 1-2 ч для условно высоких давлений, выше критических для CO2 при температуре пласта.

Это время рекомендуется как срок реагирования в условиях задавливания всей кислоты в пласт, представленной пористыми карбонатными породами. При трещиноватых карбонатных породах, особенно с зияющими трещинами, поглощавшими глинистый материал во время бурения, срок выдерживания следует увеличить в несколько раз вследствие затрудненности выщелачивания карбонатов из уплотненной горным давлением поглощенной глины.

При обработке карбонизированных песчаников раствором соляной кислоты нет необходимости выдерживать скважину на реагировании - можно сразу приступать к извлечению отработанного раствора из пласта, так как в течение нескольких минут будет достигнута исчерпывающая отработка активности кислоты.

Не следует видеть незавершенность процесса в том, что анализ первых проб извлеченного раствора покажет высокую активность кислотного раствора. Это так и должно быть, так как в приствольной части закаченный раствор будет находиться в зоне, полностью освобожденной от карбонатов в процессе фильтрации через нее головной части раствора.

В случае задавливания при обработке кислоты нефтью трудно предупредить возможность попадания извлеченной активной части кислоты в систему сбора сырой нефти. Поэтому задавливание кислоты водой более предпочтительно, так как по завершении обработки позволит вынести и воду из подъемной колонны и отработанный раствор кислоты из пласта на дневную поверхность, минуя приемные емкости и систему сбора нефти.

По окончании срока выдерживания скважины на реагировании производятся операции по переводу скважины на эксплуатацию. При этом, если практикой установлено, что после обработки на забое скважины образуется пробка, производятся работы по очистке забоя обратной промывкой с закачкой нефти в затрубное пространство или помпой, если состояние скважины позволяет ее применение.

При обработке карбонизированных песчаников соляной кислотой или с применением глинокислоты, чтобы не допускать раствор с остаточной кислотностью в систему сбора сырой нефти, целесообразнее продавочную воду из НКТ извлекать свабированием, вызывая понижением уровня в трубах отток из пласта и отработанного раствора кислоты. Свабирование надо продолжать до поступления из пласта чистой нефти, после чего скважину вводят в эксплуатацию. При обработках карбонатных пород, когда в качестве продавочной жидкости, как правило, применяют нефть, скважину после очистки забоя сразу вводят в эксплуатацию.

Для более точного определения эффекта от обработки скважины кислотой желательно после обработки установить такой режим отбора жидкости, при котором динамический уровень был бы таким же, как и до обработки.

6. Оборудование для кислотных обработок