Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок скважин на Талаканском месторождении

Результатом выполненных геолого-разведочных работ на месторождении были получены основные результаты.

Установлена промышленная нефтегазоносность карбонатных коллекторов осинского горизонта (пласт О-I) с высокой плотностью запасов.

Глубина залегания нефтегазовой залежи 1000-1100 м.

Установлено, что терригенная толща венда вследствие низких ФЕС коллекторов потенциально продуктивных горизонтов, в частности хамакинского и талахского, не содержит промышленных скоплений УВ. Исключением является район скв. 809, где открыта небольшая газовая залежь в хамакинском горизонте в Восточном блоке месторождения.

Выявлена площадная и вертикальная неоднородность распространения продуктивных коллекторов, литологический и тектонический контроль распространения залежей УВ.

В подсчете запасов 1997 года принято: уровни межфлюидных контактов контролируются границами тектонических экранов трех блоков.

В 1989 году Таранское и Центрально-Талаканское месторождения были объединены в единое Талаканское месторождение

8. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

8.1 Простая соляно-кислотная обработка

Применение простых кислотных обработок - наиболее распространенного вида кислотных обработок нефтяных скважин, направлено на воздействие растворами кислоты на продуктивные породы призабойной зоны скважин с целью повышения их производительности.

Объектами для проведения простых кислотных обработок могут быть нефтяные, газовые, нагнетательные или сбросовые скважины. Простые кислотные обработки, как правило, являются вторым видом после проведения кислотных ванн, если совокупность условий позволяет их осуществление.

Простые кислотные обработки являются методом первичного воздействия раствором кислоты на породы призабойной зоны скважины. Если кислотные ванны подготавливают поверхность ствола скважины в интервале продуктивных коллекторов, то цель простых кислотных обработок - воздействие растворами кислоты на породы призабойной зоны как для разработки порового пространства ее, так и для выноса загрязняющих призабойную зону материалов за счет увеличения проницаемости пород. При этом необходимо иметь в виду, что первая простая кислотная обработка на скважине должна охватывать призабойную зону в непосредственной близости от стенок скважины.

При последующих простых кислотных обработках скважины объемы растворов кислоты должны увеличиваться в соответствии с необходимостью воздействовать на породы призабойной зоны по большому радиусу.

Простые кислотные обработки могут применяться на скважинах с открытым забоем или обсаженным колонной. В зависимости от химико-минералогического состава пород при простых кислотных обработках применяют растворы соляной кислоты или смесь соляной и плавиковой кислот.

8.2 Технология и техника проведения простых кислотных обработок

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 (рис.2.2.1).

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.

8.3 Повышение эффективности соляно-кислотной обработки с помощью ее модификаций

Действие соляной кислоты сводится к ее способности растворять известняки, карбонатные породообразующие минералы, входящие в состав продуктивных кварцевых песчаников в форме рассеянных включений.

Эффективность данного вида обработок зависит от того насколько глубоко кислота прошла в пласт, так как при этом возрастает вероятность вовлечения в работу ранее не вскрытых целиков нефти, создается больше путей для притока нефти в ПЗП. При реакции соляной кислоты с известняками образуется СО₂. Углекислый газ, способствует увеличению скорости реакции, так как при его выделении в виде пузырьков происходит перемешивание раствора и продуктов реакции, вовлечение в процесс реакции новых порций неотработанного кислотного раствора.

Из справочных источников известно, что при температуре взаимодействия +20 ^oС, при давлении более 56,5 кг/см² реакция происходит без выделения углекислого газа, то есть СО₂ остается в растворенном состоянии. Углекислый газ, образующийся в результате реакции, способствует увеличению скорости реакции, так как при выделении СО₂ в виде пузырьков происходит перемешивание раствора и продуктов реакции и вовлечение в процесс реакции новых порций неотработанного раствора кислоты. С повышением давления растворимость углекислоты в растворе увеличивается. Отсюда следует, что при повышении давления реакция кислоты с породой замедляется, появляется возможность продавить раствор дальше в пласт.

Практика показала, что наилучшие результаты при соляно-кислотных обработках достигаются при обработках под давлением, что способствует снижению скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатными породами и продвижению ее в активном состоянии в наиболее удаленные точки пласта.

Ряд исследователей указывает, что с уменьшением объема кислоты на единицу поверхности, то есть уменьшением диаметра пор в породе сокращается время нейтрализации кислоты карбонатными стенками каналов. В частности, согласно их данным, в каналах пористых пород диаметром в сотые доли миллиметра время нейтрализации кислоты при атмосферном давлении определяется сотыми долями секунды и даже при сравнительно увеличенных размерах каналов до 2,5 мм и более время нейтрализации составляет до 6,12 сек, что явно недостаточно, чтобы довести кислоту в активном состоянии в удаленную зону пласта.

При давлении свыше 56,5 кг/см² и температуре 20°C (средняя температура против призабойной зоны пласта скважин НГДУ «Талаканнефть» 13°С) скорость взаимодействия кислоты с породой при дальнейшем повышении давления практически не изменяется. Значит, при этих давлениях основную роль играет линейная скорость закачки кислоты, которая позволяет сократить время контактирования кислоты с породой, что способствует продвижению кислоты в активном состоянии вглубь пласта, увеличению степени охвата пород пласта за счет высоких перепадов давления и вовлечению в работу малопроницаемых участков.

На скважинах Талаканского месторождения установлено, что развитие трещин, приводящих к гидроразрыву, происходит при давлениях 216-230 атмосфер. Поэтому при первичных соляно-кислотных обработках не следует создавать давлений свыше 120-150 атмосфер. При достижении этих давлений должна выдерживаться кислотная ванна в течение определенного времени (30-120-240 мин), достаточного для снижения давления и разъедания наибольшего числа каналов, по которым в последствии пойдет закачиваемая кислота вглубь пласта, что дает возможность повторных эффективных обработок в дальнейшем, когда кислота пойдет по уже раздренированной сети каналов разъедания.

В обратном случае существует вероятность создания преимущественной трещины, по которой в последующем при повторных обработках будет проникать кислота. При этом эффективность обработки резко падает.

Единственным недостатком этого метода является выдерживание в течение длительного времени соляно-кислотного раствора на металле эксплуатационной колонны, и закачивание продуктов коррозии, выпадающих в форме гидратов (объемистого мазеобразного осадка), в глубь пласта. При коррозии колонны труб протекают следующие реакции:

Fe₂O₃+6HCl=2FeCl ₃+3H₂O,

FeCl₃+3H₂O =Fe(OH)₃+3HCl.

К тому же свободный хлористый водород, образующийся при гидролизе, выводится из сферы реакции при взаимодействии с карбонатной породой:

2HCl+CaCO₃=CaCl₂+ H₂O +CO₂.

Это благоприятствует наиболее полному выделению всего окисного железа в осадок, так как сокращается путь реакции

Fe(OH)₃+3HCl= FeCl₃+3H₂O.

Оправданием такой оработки служит сниженный объем первой кислотной обработки 0,5-1 м³ на 1 м эффективной мощности пласта, продавочной жидкости (объем НКТ + 1-2 м³) и сравнительно высокий дебит, позволяющий извлечь наиболее полно отработанный кислотный раствор с продуктами реакции из пласта. К тому же добавление поверхностно активных веществ облегчает обратный вынос нейтрализованной кислоты из пласта за счет снижения поверхностного натяжения на границе ”отработанная кислота - нефть обрабатываемого пласта”, а ингибитор коррозии снижает степень коррозии колонны НКТ в несколько раз.

При дальнейших обработках стремятся закачивать соляно-кислотный раствор в объеме 2 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта на повышенных скоростях закачки, иногда применяя для этого, при наличии свободной спецтехники, два агрегата с целью задавливания кислоты в активном состоянии на возможно большее расстояние от ствола скважины в призабойную зону пласта.

8.4 Пенокислотная обработка

При снижении давления закачки ниже критического необходимо дополнительное торможение химического взаимодействия между кислотой и породой и в первую очередь путем повышения давления в области реагирования. Применение кислотных пен решает эту задачу.

При пластовых давлениях в залежах ниже гидростатических и в особенности с низкой проницаемостью предпочтительнее применение кислотных составов с повышенной проникающей способностью - газированные кислотные растворы с добавками ПАВ.

Наибольшая устойчивость кислотных пен при использовании в качестве дисперсной фазы воздуха была получена при добавлении в кислотный раствор 0,3-0,5 % марвелана или диссолвана, если дисперсная фаза - газ, то оптимальные добавки те же. С увеличением концентрации кислоты стабильность пен увеличивается.

Применение кислотных пен позволяет создавать повышенные давления на устье скважины в связи с тем, что пены являются двухфазными структурированными упругими системами, что создает дополнительные сопротивления при фильтрации через пористую среду и создает условия для большего охвата кислотой продуктивной толщины пласта. Эффект может быть получен как за счет расширения интервала притока жидкости из пласта, так и за счет обработки удаленных от ствола скважины участков пласта вследствие меньшей скорости растворения известняков в кислотной пене.

При одинаковых исходных концентрациях глубина проникновения кислотной пены в пористую среду при искусственных условиях в 1,6-1,8 раз больше по сравнению с кислотой. При одинаковой остаточной концентрации пену, содержащую 25 % кислоты, можно прокачать на расстояние в 1,8 раз больше, чем пену с 15 %-ным содержанием соляной кислоты.

Таким образом, на скважине, плохо отозвавшейся на пенокислотную обработку с содержанием кислоты 15 %, можно рекомендовать повышение концентрации кислоты с доведением ее до 25 %, что увеличит глубину проникновения в активном состоянии пены вглубь пласта. К тому же с увеличением концентрации раствора стабильность пены увеличивается.

Однако эффективность пенокислотных обработок скважин зависит от многих случайных технических и технологических причин, а также от геолого-физических условий. Именно поэтому приросты добычи нефти от обработок различных скважин неодинаковы и колеблются в широких пределах.

Наибольшие приросты добычи нефти от пенокислотных обработок получены при значениях средневзвешенной пористости 4-7%.Высокая эффективность обработок скважин с такой пористостью объясняется большими остаточными запасами нефти в участках с невысокой пористостью, т.е. малой текущей нефтеотдачей, вызванной низкой проницаемостью этих пород.

Небольшая эффективность обработок скважин, расположенных на участках пласта с пористостью менее 4 %, связана с небольшими запасами в них нефти, а также с усилением отрицательного влияния продуктов реакции на фазовую проницаемость для нефти. Участки же пласта с большими значениями пористости и проницаемости, в основном, дренированы и нефть в них находиться в пленочном состоянии. В этих условиях увеличение проницаемости за счет пенокислотных обработок не приводит к значительному усилению притока нефти.

Сравнение порометрической характеристики до и после кислотной обработки пенами показывает увеличение степени охвата пласта по толщине по сравнению с простыми кислотными обработками в 3 раза за счет особых свойств пен: малая плотность, повышенная вязкость, структурные свойства.

8.5 Нефтекислотная обработка

Для обработки нефтяных пластов с трещиновато-пористо-кавернозным коллектором применяются нефтекислотные эмульсии. Обработки нефтекислотными эмульсиями способствуют увеличению охвата пласта за счет замедления скорости растворения карбонатов.

Механизм действия нефтекислотных эмульсий заключатся в следующем. Приготавливается эмульсия состава: 30-40 % соляной кислоты 14-16 %-ой концентрации и 70-60 % нефти, добавляется эмульгатор (например, диссолван) в количестве 0,1-0,2 %. Приготовленная эмульсия закачивается в пласт. В результате механического (при проникновении в поры и трещины), а также температурного воздействия эмульсия разрушается, а кислота, которая была внутри нефтяной капли, освобождается и реагирует с породой. Эти нефтяные шарики, внутри которых находится соляная кислота, можно приготовить различных размеров от 1 мкм до 5 мкм.

8.6 Термокислотная обработка

Под термокислотной обработкой понимается процесс воздействия на породы пласта горячей соляной кислоты, причем нагревается кислота непосредственно на забое скважины за счет теплового эффекта экзотермической (сопровождающейся выделением тепла) реакции между раствором кислоты и реагентным материалом - металлическим магнием, сплавом электрона и другим, загруженным в забойный реакционный наконечник:

Mg+2HCl+H₂O=MgCl₂+H₂+462,8 кДж.

Соответствующим подбором режима прокачки соляной кислоты через реакционный наконечник достигается такое время контактирования кислоты с реагентным материалом, какое требуется при конкретных условиях данной скважины (давление, температура) для того, чтобы кислота на выходе из наконечника на забой имела температуру 80 - 100 С, израсходовав при этом на экзотермическую реакцию лишь часть своей активности, например 3 - 4 % из начальной концентрации кислоты в 15 % . Процесс этот может быть построен в двух вариантах:

1) когда вся обработка ограничивается только производством указанной экзотермической реакции, то есть, когда на забой подается только горячая кислота; в этом случае обработку принято называть термохимической;

2) когда после завершения подачи на забой из реакционного наконечника горячей кислоты и израсходования на нагрев этой порции кислоты всего заряда реагентного материала в реакционном наконечнике закачивается вторая порция кислоты обычной температуры для обработки пород пласта по технологии простой кислотной обработки под давлением; такую комбинированную обработку принято называть термокислотной.

Особенности действия горячей кислоты на забое скважины следующие.

а) чисто физическое действие высокой температуры, приводящее к освобождению поверхности забоя и порового пространства призабойной зоны от парафино-смолистых отложений, препятствующих фильтрации нефти из пласта в ствол скважины - при термохимическом варианте процесса, а также препятствующих взаимодействию кислоты обычной температуры с породами призабойной зоны при термокислотном процессе;

б) увеличение химической активности кислоты в отношении карбонатных пород пласта, способствующее интенсивному химическому разрушению пород преимущественно в интервале подвески реакционного наконечника. Такая интенсивная разработка создает условия для проникновения последующей порции холодной кислоты (термокислотный вариант) в призабойную зону и пласт преимущественно в пределах желаемого интервала, т.е. создает условия для поинтервальной обработки пластов большой мощности без применения пакерующих устройств;

в) увеличение химической активности кислоты в отношении материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность ствола скважины, что способствует более совершенной очистке этой поверхности от загрязняющих ее материалов - глинистая и цементная корка в нефтяных скважинах, продукты коррозии в нагнетательных скважинах.

Для этих целей процесс осуществляется только по термохимическому варианту по схеме, аналогической кислотной ванне.

Самостоятельное значение имеет применение горячей кислоты при кислотной ванне с целью интенсивного растворения материалов, загрязняющих забой и фильтрующую поверхность открытого ствола скважины. Естественно, что в этом случае процесс осуществляется только по термической схеме.

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электронами.

Наиболее часто применяют магний в виде прутков диаметром 2-4 см и длиной до 60 см, а в некоторых случаях в виде стружки. Прутки магния загружают в специальные наконечники. Корпус и реакционная камера наконечника изготавливаются из НКТ диаметром 43 мм. Длина наконечника зависит от количества загружаемого магния. В верхней части наконечника предусмотрены отверстия диаметром 8 мм для прохождения кислоты.

После подъема плунжера глубинного насоса через переводник соединяют верхнюю трубу наконечника со штангами и спускают его вовнутрь НКТ. Нижняя труба наконечника оканчивается полым конусом с размером под коническое седло нижнего клапана спущенного глубинного насоса. При посадке конуса наконечника на седло клапана перекрывается цилиндр насоса и тем самым исключается доступ в него как холодной, так и горячей кислоты. К нижнему концу наконечника привинчивается труба-фильтр диаметром 25 мм и длиной 2,5-3 м, к которой присоединяется термометр. В нижней трубе наконечника устанавливают пластину-решетку для удержания магниевых стержней и прокачки через нее горячей кислоты.

При термообработке соляная кислота через НКТ попадает внутрь реакционной камеры, где, прореагировав с магнием, в нагретом виде выбрасывается через фильтр насоса на стенки обрабатываемого интервала ствола скважины и задавливается в пласт.

Как вариант термокислотной обработки производится термопенокислотная обработка. Суть ее состоит в закачивании в пласт горячей пены. Соответственно технология этой обработки складывается из комбинации технологий вышерасмотренных обработок. Фактически - это пенокислотная обработка, которая производится при наличии магниевого реактора в скважине.

8.7 Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворов, условия хранения, влияние на организм человека

Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 8, 10, 16 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. Соляная кислота (HCl) - раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары соляной кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров соляной кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает ожоги и раздражение. Бифторид фторид аммония (БФА) (NH₄F*HF+NH₄F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25 %, плотность 127 кг/м³. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех-пятислойные бумажные мешки, массой не более 36 кг. БФА хранят в крытых складских помещениях, предохраняя от попадания влаги. Продукт токсичен. При концентрации в воздухе выше предельно-допустимой нормы (0,2 мг/м³) может вызывать нарушение деятельности центральной нервной системы, заболевания костных тканей, глаз кожных покровов. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), обычно используются дисолван, сульфонал, превоцелл, прогалит. Сульфонал поставляется в двойных крафт-мешках, а остальные ПАВ перевозятся и хранятся в стальных бочках. Жидкие ПАВ (дисолван, превоцелл) растворены в этиловом спирте, поэтому являются токсичными легковоспламеняющимися веществами.

Уксусная кислота (СН₃-COOH). Для приготовления рабочих растворов при соляно-кислотной обработке используются: кислота уксусная синтетическая; кислота лесохимическая техническая очищенная (ГОСТ 6968-76), плотностью 1049 кг/м³. Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных емкостях или в специальных алюминиевых емкостях или цистернах. Небольшие объемы кислоты перевозят и хранят в стеклянной таре. Уксусная кислота оказывает сильно раздражающее и прижигающее действие на дыхательные пути, слизистые оболочки, кожные покровы.

Бензолсульфокислота (БСК) (C₆H₆=SO₃H), с 92 % содержанием активной монобензолсульфокислоты. Плотность реагента - 1300 кг/м³. БСК - кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках в количестве 115 кг, что соответствует 105 кг активной БСК. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки, кожные покровы.

В местах хранения химических реагентов необходимо установить, таблички с указанием соответствующих реагентов, и предупредительные знаки “Ядовито”.

Все перечисленные выше вещества должны храниться в хорошо вентилируемых закрытых помещениях.

8.8 Типы ингибиторов и их свойства

Ингибиторы - вещества, замедляющие скорость коррозии металлов. Поэтому ингибирование растворов кислот является необходимой операцией при любой кислотной обработке и предназначается для защиты от преждевременного коррозионного износа подземного и наземного оборудования скважин; эксплутационных колонн, насосно-компрессорных труб, фильтров скважин, емкостей хранения и передвижных емкостей, насосных агрегатов, линий обвязки.

Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования: снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости; хорошая растворимость в используемых кислотах; невозможность выпадения в осадок после взаимодействия кислоты с карбонатами (нейтрализации); невозможность образования осадков с продуктами реакции кислоты.

На промысле применяется целый ряд ингибиторов, различающихся защитными свойствами.

Уникол ПБ-5 - темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м³. Полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильно минерализованной. Рекомендуется применение уникола ПБ-5 при дозировке 0,05 - 0,1 %, при этом коррозия снижается в 15 - 22 раза.

Катапин-А - ионогенное катионоактивное ПАВ - один из лучших ингибиторов. При температуре до 80 °С и продолжительном воздействии на металл дозировка может быть увеличена до 0,2 %.

Реагент УФЭя - неионогенное ПАВ, обладает определенными защитными свойствами. При дозировке в 0,1 - 0,3 % кратность снижения коррозии составляет всего 11 - 14. Поэтому самостоятельно может применяться только при отсутствии более активных ингибиторов. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает, также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции, за счет снижения поверхностного натяжения на границе "нефть-отработанный раствор соляной кислоты", а также за счет гидрофобизации поверхности породы пласта.

8.9 Методика расчета параметров обработки забоя скважины

Для примера проведем расчет обработки забоя скважины 179-005 соляной кислотой. После завершения буровых работ приступили к испытанию скважины произвели спуск НКТ, замену раствора АСГР на нефть освоение проводилось методом снижения уровня жидкости компрессором продувкой через низ подвески НКТ. После освоения скважины, приток нефти не получен. С целью интенсификации притока была проведена соляно-кислотная обработка.

Характеристики скважины следующие:

Глубина скважины Н=1396 м.

Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h=35м.

Проницаемость пород составляет 0,002 мкм².

Пластовое давление Р_пл=100 МПа.

Пластовая температура 13 ⁰С

Диаметр насосно-компрессорных труб D_вн=0,062м.

Внутренний диаметр скважины D_вн=0,15 м.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 14 %. При средней норме расхода этой кислоты 0.3м³ на 1 м интервала обработки, тогда общий объем соляной кислоты составит

V_общий=Q_{кислоты} h, (1)

V_общий=0.3 35=10.5 м³ (2)

Количество необходимых для приготовления соляно-кислотного раствора концентрированной 27,5 % кислоты и воды можно определить по таблице 1

Расчет количества химикатов и воды

По таблице 1 на приготовление 10 м³ 14 % соляно-кислотного раствора требуется 5560кг 27,5 % HCl и 5.14 м³ воды.

Таблица 1.

Количество кислоты и воды для приготовления

Соляно-кислотного раствора.

Объем разведенной кислоты, м3	Концентрация разведенной кислоты, %
	8	10	12	14
6	1840/4.38	2330/3.96	2830/3.52	3320/3.40
8	2460/5.84	3110/5.28	3770/4.68	4400/4.16
10	3080/7.30	3890/6.60	4720/5.87	5560/5.14

Примечание. В числителе указано количество концентрированной кислоты, кг, а в знаменателе - количество воды.

W_к=М_р-раV_общий/10 (3)

W_к=556010.5/10=5838 кг, (4)

и воды

V=М_водыV_общий/10, (5)

V=5.1410.5/10=5,4 м³, (6)

Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 14% соляно-кислотного раствора может быть также найдено по формуле (7):

W_к=AxV_общий(Б-z)/Бz(A-x), (7)

где А и Б - числовые коэффициенты (таблица 2)

V_общий - объем соляно-кислотного раствора

Таблица 2

Значения коэффициентов А и Б.

z, x	Б, А	z, x	Б, А
5.15-12.19	214.0	29.95-31.52	227.5
13.19-18.11	218.0	32.10-33.40	229.5
19.06-24.78	221.5	34.42-37.22	232.0
25.75-29.57	226.0	-	-

Примечание. x - концентрация соляно кислотного раствора, %

z - концентрация товарной кислоты, %.

Следовательно, по формуле (8)

W_к=2181410.5 (226-27,5)/(22627,5 (218-14))=5.01 м³. (8)

Принимаем W_к=5.01 м³.

В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент - катион А в количестве 0,01 % объема кислотного раствора. Данный ингибитор является химическим веществом, имеющий хорошую замедляющую скорость коррозии. Против выпадения из соляно-кислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве:

Q_у.к=bV_общий/с, м³ (9)

где b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора (b=f+0,8; f - содержание в соляной кислоте солей железа, примем 0,7 %, тогда b=1,5 %);

V_общий - объем соляно-кислотного раствора;

с - концентрация уксусной кислоты (принимаем 80 %).

Q_у.к=1,510.5/80=0,19 м³. (10)

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6 %, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий.

Q_х.б=21,3V_общий(ax/z-0,02), (11)

где V_общий - объем соляно-кислотного раствора;

а - содержание SO₃ в товарной соляной кислоте;

x - концентрация соляно-кислотного раствора;

z - концентрация товарной кислоты.

Q_х.б=21,310.5 (0,614/27,5-0,02)=68 кг =0.17м³. (12)

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³.

В качестве интесификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС составляет 1 - 1,5 % объема соляно-кислотного раствора (принимаем 1 %),

Q_ДС=V_общийV_скр (13)

Q_ДС=10.50,01=0,105 м³ (14)

Количество воды для приготовления принятого объема соляно-кислотного раствора:

V=V_общий-W_к-УQ, (15)

где V_общий - объем соляно-кислотного раствора;

W_к - объем концентрированной товарной соляной кислоты (W_к=5.01 м³);

УQ - суммарный объем всех добавок к соляно-кислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий, ДС)

УQ=0,19+0.17+0,105=0,465 м³,

тогда V=10.5-5.01-0,465=5.025 м³.

После приготовления соляно-кислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl и, если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту. Количество добавляемой воды при концентрации HCl >10 % определяется по формуле (16):

q_в=(с₂-с) V_общий/(с-1), (16)

а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl <10 %, то формуле (17):

q_к=(с-с₁) V_общий/(с₃-с), (17)

где q_в и q_к - объемы добавленной воды и концентрированной кислоты, м³;

V_общий - объем соляно-кислотного раствора 10 % концентрации;

с - плотность раствора заданной концентрации;

с₁ и с₂ - плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации;

с₃ - плотность концентрированной соляной кислоты.

До закачки соляной кислоты в скважину необходимо заполнить нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,063 м, длиной 100 м от насосного агрегата (формула 18), промывочные трубы диаметром 0,063 м, длиной 1353 м (формула 19) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (формула 20), всего V_нефти= 4.09 м³. После этого устье скважины герметизируют, и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта.

Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 5,73 м³ нефти.

V_{вык.линии}=рd²/(4L_{вык.линии}), (18)

V_{вык.линии} = 0,00303100=0,3 м³

V_{пром.труб}= рd²/(4L_{пром.труб}), (19)

V_{пром.труб} = 0,003031353=4.09 м³

V_нефти= V_{вык.линии}+ V_{пром.труб} (20)

V_нефти=0,3+4,09=4,39 м³.

Давления на выкиде насоса

Определим давление на выкиде насоса при закачке жидкости в скважину 179-005 Талаканского месторождения. Давление на выкиде не должно превышать давление гидроразрыва пласта ,и давление опрессовке эксплуатационной колонны 15 МПа. Учитывая что СКО производится в первые ,рекомендуется создавать давления 8-12 МПа.

Гидростатическое давление столба нефти рассчитывается по формуле (21):

Р_ж = сgН, (21)

где с - плотность нефти, с = 830 кг/м³;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

Н - глубина скважины, м.

Р_ж = 8309,811386=112 МПа.

Продолжительность нагнетания и продувки в пласт раствора рассчитывается по формуле (22):

ф = (V_общий + V_нефти) 10³/(q3600) (22)

где V_общий - общий объем соляно-кислотного раствора, м³;

V_нефти - объем нефти для вытеснения соляной кислоты в пласт, м.

q -расход жидкости, q = 8,2 л/с.

ф = (10,5+4,39) 10³/8,23600 = 0,5 час.

Время реакции соляно-кислотного раствора в зависимости от давления и температуры колеблется от 4 до 30 часов.

На основании показанных расчетов и полученных данных рекомендуется проводить обработку в две стадии:

для очистки и расширения трещин, находящихся вблизи ствола скважины, применять закачку небольшого объема (3 - 15 м³) соляной кислоты 10 - 15 % концентрации;

для обработки удаленных зон применять форсированную закачку (по окончании реагирования 10 - 15 % кислоты с породой) соляной кислоты повышенной концентрации (20 - 25 %) в объеме 20 - 30 м³.

Для соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты АзИНМАШ - 30. После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции солянокислотного раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления.

Практически время реакции соляно-кислотного раствора в зависимости от давления и температуры колеблется от 4 до 30 часов.

По истечении этого времени приступают к очистке призабойной зоны скважины от продуктов реакции путем свабирования, глубинно - насосным или компрессорным способом. После этого скважину исследуют на приток для оценки эффективности соляно-кислотной обработки. После освоения скважины компрессором получен приток нефти с газом.

...