Соляно-кислотная обработка

       ВВЕДЕНИЕ 

       Кислотная обработка скважин well acidizing - Воздействие через фильтр обсадной колонны скважины или прямо в забое необсаженной скважины на карбонатные соединения в породе с целью их разрушения, чтобы увеличить проницаемость призабойной зоны пласта и тем повысить продуктивность скважины. Большей частью применяют соляную кислоту в концентрации 10-15%. Для повышения эффекта воздействия и ускорения процесса растворения более стойких коллекторов (загипсованные известняки, доломиты) применяют термокислотный метод обработки, основанный на подогреве кислоты при реакции ее с металлическим магнием или алюминием. Наоборот, для замедления действия кислоты на чистые известняки добавляют органические ингибиторы: фурфурол, фурфуроловый спирт и т. д. Для предохранения от коррозии металлических частей арматуры скважины и труб в соляную кислоту добавляют ингибиторы (формалин, уникол и т. д.). В ряде случаев к солянокислотной обработке скважин прибегают для ликвидации аварий: прихвата инструмента, отвода в сторону оборвавшихся деталей и т. д. Так как при этих работах не применяют повышенные давления, то метод получил название солянокислотных ванн^[13]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       1 Факторы, ухудшающие  коллекторские свойства  пласта и действие  различных соединений  при соляно –  кислотной обработке. 

       Основная  причина низкой продуктивности скважин  наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией  – снижение проницаемости призабойной  зоны пласта.

       Призабойной зоной пласта называется область  пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию  различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую  среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

       Само  бурение вносит изменение в распределение  внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурение происходит также в результате проникновения  раствора или его фильтрата в  призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование  нерастворимых солей и выпадение  их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких  эмульсий, и снижение фазовой проницаемости  скважин. Может быть и не качественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсия взрыва зарядов  поглощается энергией больших гидростатических давлений.

       Снижение  проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой  системе и выделением из нефти  свободного газа, парафина и асфальто-смолистых  веществ, закупоривающих паровое пространство коллектора.

       Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения  рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных  работ. Приемистость нагнетательных скважин  ухудшается вследствие закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися  в закачиваемой воде. В результате проникновения подобных процессов  возрастают сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость  в искусственном воздействии  на призабойную зону пласта с целью  повышения продуктивности скважин  и улучшения их гидродинамической  связи с пластом.

       Известняк и доломит растворяются в соляной  кислоте: хлористый кальций, хлористый  магний, соли – хорошо растворимые  в воде носители кислоты, и легко  удаляются из пласта. Углекислый газ  также легко удаляется из скважин, а при давлении свыше 7,6 МПа растворяются в той же воде. Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается  равной 10–16%. Применения кислоты с  низкой концентрацией (менее 10%) вызывает необходимость наливать в пласт большое наличие воды, в результате чего может осложниться процесс освоения скважин после кислотной обработки.

       Применение  кислоты с высокой концентрацией (более16%) также нежелательно, это  приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов  хлористого кальция и хлористого магния, трудно извлекаемых из пласта. Кроме того, с увеличением концентрации кислоты возрастает также коррозионная активность, эмульгирующая способность, вероятность выпадения солей  в осадок при контакте кислоты  с пластовой водой, а также  в результате растворения гипса. Наиболее пригодным для обработок  является 8–15%-ный раствор соляной  кислоты, в котором на 100 весовых  частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Количество кислоты для обработки  скважин выбирают в зависимости  от мощности пласта, от химического  состава породы, физических свойств  пласта (пористость, проницаемость), числа  предыдущих обработок. В среднем  берут от 0,4 до 1,5 м раствора кислоты  на 1 м обрабатываемого интервала. Наименьшие объёмы раствора кислоты 0,4–0,6 м на 1 м мощности пласта применяют  для скважин малопроницаемыми коллекторами и с малыми начальными дебитами. Малый объём кислотного раствора для скважин с такими коллекторами может быть частично компенсирован  применением повышенной концентрации раствора. Для скважин с более  высокой проницаемостью пород, со среднем  пластовым давлением для первичной  обработки назначают несколько  большие объёмы кислотного раствора в пределах 0,8–1,0 м на 1 м мощности обрабатываемого интервала. Наконец, для скважин с высокими начальными дебитами, с породами большой проницаемости  принимают объем кислотного раствора 1,0–1,5 м на 1 м мощности пласта. При  повторных обработках во всех случаях  увеличивают объём кислотного раствора на 20–40% по сравнению с предыдущей обработкой. 

       1.2 Выбор кислотных обработок для различных коллекторов 

       Соляно  кислотная обработка может применяться  вскважинах, эксплуатирующая карбонатные, трещиннопоровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после  бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно  снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению  текущего и конвенциального коэффициентов  продуктивности. Для проведения соляной  обработки нагнетательных скважин  следует выбирать скважины, которые  должны удовлетворять следующим  требованиям:

       1.  Приемистость скважины более  500 м3/сутки и со временем снижения  до 100 м3/сутки и ниже;

       2.  скважина должна изливать;

       3.  устьевая арматура и эксплутационная  колонна должны быть герметичными.

       1.3 Выбор скважин для СКО 

       Солянокислотная обработка может применяться  в скважинах, эксплуатирующих карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после  бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно  снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению  текущего и потенциального коэффициентов  продуктивности.

       Для проведения солянокислотной обработки  нагнетательных скважин следует  выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

       а) проницаемость вскрытых пластов  – 300 – 600 мдарси и выше; I

       б) приемистость скважины более 500 м/сутки  и со временем снижения до 100 м/сут  и ниже;

       в) скважина должна изливать;

       г) устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными. 

       1.4 Реагенты и химические материалы для СКО 

       Солянокислотная обработка призабойных зон скважин  предназначена для очистки поверхности  забоев (фильтровой части) скважин и  увеличения проницаемости призабойной  зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения.

       Солянокислотная обработка основана на способности  растворения карбонатных пород (известняков  и доломитов) соляной кислотой в  результате химических реакций, протекающих  при взаимодействии соляной кислоты  с породами следующим образом.

       Продукты  реакции соляной кислоты с  карбонатами – двухлористый кальций (СаСl2) и двухлористый магний (MgCl2) хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность  при промывке скважины. Углекислый газ (СО2) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате реакции  соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием продуктов  реакции в призабойной зоне пласта образуют поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости  призабойной зоны пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин. 

       1.5 Объем и концентрация растворов кислоты 

       Эффективность солянокнслотлых обработок скважин  зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера пород и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем, и концентрация раствора кислоты планируются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно. Предельные значения этих параметров обычно следующие: объем – 0,4–1,5 м3 на 1 м обрабатываемой мощности пласта: концентрация 12–16% HCI с уменьшением ее в отдельных случаях до 8% и увеличением до 20%.

       Наименьшие  объемы кислоты в 0,4–1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого интервала пласта применяют для малопроницаемых  карбонатных пород при малых  начальных дебатах скважин. Для  этих условий принимают наиболее высокую концентрацию раствора –  с 15–16% HCI, а при отдельных обработках и 20% НСl.

       Для скважин с высоким начальным  дебитом и породами высокой проницаемости  следует планировать 1,0–1,5 м3 раствора кислоты на 1 м мощности обрабатываемого  пласта.

       Для песчаных коллекторов первичные  обработки рекомендуется начинать с малыми объемами раствора кислоты (0,4 – 0,6 м3 на 1 м мощности) при сниженной  до 8,0–10%-ной концентрации кислоты.

       При повторных обработках во всех случаях  объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими  обработками до максимального. 

       1.6 Оборудование для кислотных обработок 

       Для перевозки неингибированной соляной  кислоты от химических заводов до кислотной базы используются железнодорожные  цистерны, гуммированные специальными сортами резины или эбонитами. Ингибированная соляная кислота может транспортироваться в обычных железнодорожных цистернах, но с защитным покрытием химически  стойкой эмалью или химически  стойким лаком.

       Уксусную  кислоту транспортируют до кислотной  базы также в металлических гуммированных  цистернах. Плавиковую кислоту доставляют в эбонитовых баллонах.

       Для доставки кислоты с химических заводов  на кислотные базы, если они близко расположены, и с кислотной базы на скважины используют автоцистерны-кислотовозы. Внутренние поверхности этих цистерн  гуммируют или защищают многослойным покрытием химически стойкими эмалями  и лаками.

       Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических  стационарных резервуарах емкостью 25–50–100 м3. Эти резервуары защищают кислотоупорной футеровкой (покрытие эмалями, лаками, гуммирование).

       Разведение  кислоты с доведением раствора до нужной концентрации производится в  передвижных емкостях, устанавливаемых  у скважин. Обычно эти емкости представляют собой применяемые на производственных площадях мерники для сбора нефти объемом 14 м3, внутренние поверхности которых покрыты защитным слоем.

       Для удобства перевозки мерники устанавливают  на полозьях. Для перекачки кислоты  из железнодорожных цистерн в  емкости и из емкостей в автоцистерны применяются кислотоупорные центробежные насосы с малым напором и большой  производительностью.

       При перекачке кислоты используются резиновые гофрированные шланги или же гибкие трубы из поливинипласта и полиэтилена.

       Для кислотных обработок в большинстве  случаев применяют цементировачный  агрегат ЦА-320. 

       1.7 Приготовление рабочего раствора соляной кислоты 

       Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного  для рабочего раствора содержания НСl на месте ее хранения (кислотная  база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой.

       Количество  товарной кислоты 1» в объемных единицах, необходимое для получения 1 м3 рабочего раствора заданной концентрации, рассчитывают по следующей формуле: 

        (1) 

       или для любого количества кубометров 

         (2) 

       где  – объем товарной кислоты, - плотность  товарной кислоты, кг/м; – заданная плотность готового раствора, кг/м;  берут исходя из заданного процентного  содержания НСl в рабочем растворе.

       Для приготовления раствора заданной концентрации НСl товарную кислоту разводят в  емкостях, объем которых строго протарирован.

       Соответственно  расчету, в емкость заливают воду, затем заливают концентрированную  товарную кислоту и летом вносят все необходимые добавки (ингибиторы, ПАВ и пр.).

       Добавки реагентов-ингибиторов, ПАВ обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводятся. 

       1.8 Техника проведения солянокислотных обработок скважин 

       Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт  раствора соляной кислоты насосом  или самотеком, если пластовое давление низкое).

       Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и  продуктов коррозии. Для очистки  стенок скважины от цементной и глинистой  корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют  «кислотную ванну». При этом раствор  кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая  в пласт. Через несколько часов  отреагировав кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность  обратной промывкой, нагнетая промывочную  жидкость (нефть или вода) в затрубное  пространство скважины.

       Кислотная ванна предупреждает попадание  загрязняющих материалов в поровое  пространство пласта при последующей  обработке. Поэтому кислотная ванна  считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

       Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают  необходимое оборудование и опрессовывают  все трубопроводы на полуторакратное  рабочее давление. В случае закачки  раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят.

       Параллельно с обвязкой устья скважины к месту  работы подвозят подготовленный раствор  соляной кислоты или готовят  его тут же у скважины.

       Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают  циркуляцию. Затем в трубы нагнетают  заготовленный раствор соляной  кислоты. Объем нефти, вытесненной  из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла  трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После  этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки  заготовленного кислотного раствора под  давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в  пласт. Оставшуюся в трубах и в  нижней части скважины кислоту также  продавливают в пласт водой или  нефтью.

       При низких давлениях в скважинах  не всегда удается установить циркуляцию при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в скважину прокачивают с максимально возможной  скоростью от 10 до 20 м3 нефти и  при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве при помощи эхолота или других приборов (например, газовых счетчиков). Установив, что уровень в скважине перестал подниматься, не прерывая процесса, в скважину вслед за нефтью на той  же скорости нагнетают весь рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

       Нагнетать кислоту в пласт необходимо с  максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникала на большие  расстояния от ствола скважины.

       После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для  реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в  эксплуатацию.

       Технология  проведения солянокислотных обработок  неодинакова и может изменяться в зависимости от физических свойств  пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки  сводится к обычной закачке кислоты  в пласт насосом или самотеком, как описано выше.

       При наличии одного мощного пласта рекомендуется  применять ступенчатую обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы по 10–20 м, которые поочередно, начиная с  верхнего, обрабатывают раствором кислоты  с установкой башмака труб в нижней части обрабатываемого интервала.

       При обработке слабопроницаемых пород  часто не удается прокачать в  пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-З  м3 раствора кислоты и выдерживают  скважину под давлением в течение  нескольких часов. После того как  давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в  количестве 5–7 м3.

       Другой  разновидностью солянокислотных обработок  являются серийные обработки, заключающиеся  в том, что скважину последовательно 3–4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5–10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые  пласты.

       Эффект  от солянокислотной обработки определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважин до и после  обработки, а также количеством  дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки.

       Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При  этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с  этим применяется также метод  кислотной обработки под давлением  без глушения скважины. Тогда после  закачки в скважину кислоты ее продавливают в пласт воздухом или  газом при помощи компрессора.

       В последнее время получены успешные результаты при кислотных обработках «под давлением». Сущность метода заключается  в том, что давление нагнетания кислоты  в пласт искусственно повышается до 15-ЗО МПа путем предварительной  закачки в высокопроницаемые  пропластки высоковязкой нефтекислотной эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов и участков, что значительно повышает эффективность кислотных обработок.

       Успешно применяются также специальные  кислотные обработки скважин  через гидромониторнне насадки  – направленными струями кислоты  высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке  открытого ствола скважины. 

       1.10 Освоение скважины после соляно – кислотной обработки

       Освоение  скважины проводят:

       – свабированием

       – гидросвабированием

       – промывкой

       Гидросвабирование осуществляется путем периодического надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим  быстрым сбрасыванием давления в  скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространение в пласт  волны «репрессии – депрессии», разрушают структурные связи  эмульсий и отложений в порах  призабойной зоны, а большие скорости обратного излива способствуют выносу загрязнений в ствол скважины. Для освоения гидросвабированием выбирают трудноосваиваемые, малодебитные и  сухие скважины с призабойной  зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими загрязняющими материалами, оборудованные преимущественно  эксплуатационной колонной диаметром 146 мм для создания необходимого давления без применения пакера.

       Гидросвабирование рекомендуется проводить после  предварительного вызова притока из пласта другими методами с обработкой кислотной ванны или без нее.

       Перед гидросвабированием жидкость в скважине должна быть заменена на совместную с  пластовой водой и слагающий  пласт материалом. Для этого могут  быть использованы 1,5 – 3% раствор хлористого кальция, нефть, а также 0,1–0,2 % раствор  неионогенного ПАВ (если пласт не заглинизирован), например, ОП – 10, ОП – 7, дисолвана, превоцела «Шкопау». НКТ  необходимо спустить ниже перфорационных отверстий.

       Вызов притока при освоении нефтяных скважин, вышедших из бурения или ремонта, одна из основных областей применения свабирования. Комплекс работ по освоению скважины должен обеспечивать:

       – сохранение целостности скелета  пласта в призабойной зоне;

       – герметичность цементного кольца за колонной;

       – предупреждение прорывов пластовой  воды (подошвенной, нижней и верхней) и газа из газовой шапки;

       – сохранность эксплуатационной колонны;

       – предотвращение неконтролируемых фонтанных  проявлений;

       – сохранность, восстановление или повышение  проницаемости призабойной зоны;

       – охрану окружающей среды и безопасность при проведении всех работ;

       Основными процессами, обуславливающими снижение проницаемости призабойной зоны при строительстве и эксплуатации скважины, является:

       – поглощение несовместимых с породой  и плавиковыми флюидами буровых  растворов, цементных растворов  и их фильтратов, а также технологических  жидкостей, используемых при ремонтных  работах;

       – отложения в каналах продуктивного  коллектора минеральных солей и  твердых углеводородов при эксплуатации скважины;

       – отложения на фильтре и в призабойной  зоне при эксплуатации водонагнетательных скважин;

       Свабирование  при герметичном устье позволяет  создавать плавные, регулируемые и  контролируемые депрессии на пласт, обеспечивает выполнение всех требований, предусмотренных в комплексе  работ по освоению скважин в разных горно – геологических условиях.

       Суть  состоит в периодическом подъеме  определенных порций жидкости из скважины при последовательном ступенчатом  снижение уровня жидкости и соответствующем  изменение глубины спуска сваба.

       Промывка  – процесс замены плотной скважинной жидкости на более легкую используя  обратную промывку. Промывку начинают с закачки воды, до установления циркуляции чистой водой при этом должно обеспечиваться устойчивое фонтанирование или приток из пласта. Если это не дает результатов промывку производят легкой углеводородной жидкостью.

       Прямая  промывка. При прямой промывке промывочную  жидкость нагнетают через спущенную  в скважину колонну труб; размытая порода с жидкостью выносится  из скважины по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и  промывочными трубами. Существенным недостатком  прямой промывки, снижающим ее эффективность, является низкая скорость восходящей струи жидкости, в следствии размытый песок медленно поднимается.

       Обратная  промывка. При обратной промывке скважин  от песчаных пробок промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и промывочными трубами, а жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам. Этим достигают больших скоростей  восходящего потока жидкости и ускорения  выноса песчаной пробки.

       Обратная  промывка по сравнению с прямой имеет  некоторые преимущества: