Кислотная обработка. 2

Содержание

Введение …………………………………………………………………………….3

1. Кислотные обработки скважин…………………………………………………..5

2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки………..10

3. Технология проведения кислотной обработки………………………………..10

4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин……………………..19

Список использованной литературы ……………………………………………..21

Введение

Кислотная обработка скважин - химический способ интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефтяных скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами. Кислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой кислот или их смесей.

Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной кислоты c добавками 3-5% уксусной кислоты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой кислоты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором c добавкой 2-3% фтористоводородной кислоты.

Ha время взаимодействия кислотного раствора c породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых - 24 ч.

Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного пласта 0,5-2,5 м3 и зависит от радиуса обработки приствольной зоны скважины и проницаемости пласта, в слабопроницаемых пластах - 0,5-1,0 м3, в сильнопроницаемых пластах - 1,0-2,5 м3.

Если осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органического вещества, то после промывки её соляной кислотой фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органическими растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.        

Пo окончании времени реагирования кислотного раствора c породами водоносного или нефтеносного пласта скважина прокачивается эрлифтом или глубинным насосом c утилизацией жидкости на поверхности. B процессе дренирования скважины отбирают контрольные пробы жидкости и проверяют их на остаточную кислотность. После достижения значения pH, равного пластовой жидкости, прекращают прокачку и скважину вводят в эксплуатацию.

1. Кислотные обработки скважин

Наиболее эффективным и часто применяемым методом об­работки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НС1) и фтористоводородной (НР) кислоты.

Соляно-кислотная обработка скважин основана на способно­сти соляной кислоты растворять карбонатные породы-известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продук­тивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:

2НС1+СаС03=СаС12+С02.

При воздействии на доломит:

4НС1+СаМ§(С03)2=СаС12+М§С12+ Н20 +2С02.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлори­стый кальций (СаС12) и хлористый магний (М§С12) - из-за их вы­сокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореатировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения ре­акции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увели­чиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обра­ботки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образова­ний. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эф­фективность кислотной обработки зависят от пластовой темпера­туры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.

Следует учитывать, что при температуре выше 20° С основ­ная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С уче­том этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубо­ко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или пред­варительно охлаждать призабойную зону пласта, применять раз­личные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.

Скорость растворения пород в кислоте значительно замед­ляется с повышением давления. Лабораторными и промысловы­ми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатно-сти пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного раство­ра. С целью восстановления приемистости нагнетательных сква­жин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа:

Ре(ОН)3+ЗНС1=РеС13+ЗН20.

Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пус­ке скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и неф­тепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин исполь­зовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учи­тывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение ко­торых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зо­ны скважины. Среди таких примесей можно отметить следую­щие:

-     хлористое железо (РеС12), образующееся в результате гид­ролиза гидрата окиси железа [Ре(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка;

-     серная кислота Н2504 в растворе; при взаимодействии ее с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (Са504*2Н20), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в ви­де волокнистой массы игольчатых кристаллов;

-     некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок;

-     фтористый водород и фосфорная кислота, которые присут­ствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (СаР2) и фосфорно-кислого кальция [Са3(Р04)2].

Раствор соляной кислоты для обработки призабойных зон скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1) в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1 равна -32,8° С. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально.

Заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кислоты, которые различаются между собой концентра­цией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, серной кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является синтети­ческая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее 31%, желе­за - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. Растворы соляной кислоты, применяемые на промыслах при обработке скважин, обладают высокими коррозионными свойствами. Чем выше концентрация НС1 в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и тре­щин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добав­ляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.

Ингибиторы добавляют в количестве до 0,1% в зависимости от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов применяют:

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

-    уникол ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную активность в 30-40 раз. Учитывая, что уникол не растворяется              в воде,              из              нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, его концентрацию уменьшают до 0,1%, что снижает коррозионную активность только в 15 раз.

Ингибитор катапин А при дозировке 0,1% от объема ки­слотного раствора снижает коррозионную активность раствора в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. За­щитные свойства катапина А значительно ухудшаются при высо­ких температурах. Например, при температуре 80-100° С его до­зировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Ка­тапин А является хорошим катионактивным ПАВ. Кроме пере­численных, имеются и другие реагенты для снижения коррозион­ной активности раствора НС1.

Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удержи­вания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария: Н2 304+ВаС12=Ва304+2НС1.

В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаСЬ). Образующийся сернокислый барий Ва8С>4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодей­ствии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и це­ментом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для недопущения этого применяют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (НР) кислоты, а также другие (лимон­ная, винная и другие) кислоты. Добавка плавиковой кислоты (НР) в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа, алюминия и в значительной степени замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что способствует закачке концентриро­ванного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя участки пласта.

В промысловой практике используются так называемые ин-тенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-актив­ные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натя­жение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых ка­налов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта. Добавка ПАВ повышает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, мервелан К(О), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на промысловых кислотных базах и реже непосредственно на сква­жине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соля­ную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсифи-катор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до пол­ного осветления и осаждения сернокислого бария.

Приготавливают растворы НС1 со строгим соблюдением правил техники безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Осо­бые требования предъявляются при обращении с фтористоводо­родной (плавиковой) кислотой (НР), пары которой ядовиты. Со­ляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внут­ренним покрытием) железнодорожных цистернах и автоцистер­нах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покрывают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или дру­гим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту пере­возят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах.

2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки

Для проведения кислотной обработки применяют специаль­ный агрегат «Азинмаш-30», смонтированный на шасси вездеход­ного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями по 5,3 м3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емко­стью 6 м3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух от­секов. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлениях закачки 5,0-7,6 МПа. На промыслах иногда применя­ют цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-500. Если поршне­вая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном ис­полнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой.

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

3. Технология проведения кислотной обработки

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

Рис. 1. Схема размещения оборудования при кислотной обработке скважины

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин

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

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

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