Циклическое воздействие

При циклической обработке объем кислотного состава и прода­вочного 3-4%-го раствора ПАВ следует делить на 3 части и закачи­вать по схеме:

СКО 0,5м³/м +ПАВ(1,5%) + стабил.

I

2%-й р-р ПАВ 50м³

I

ГКО 0,5 мЗ/м+ПАВ(1,5%) + стабил.

I

2%-й р-р ПАВ 50м³

I

ГКО 0,5 мЗ/м

I

ПАВ (1,5%) + стабил.

I 2%-й р-р ПАВ 50м³

203

Приготовление кислотного состава для каждого цикла произво­дить отдельно, что позволяет применять меньше техники (пригото­вить в одной бочке раствор для одного цикла, затем, после его закач­ки для второго и т.д.).

Применение в качестве первого цикла небольших объемов соля­ной кислоты позволяет удалить из ПЗП карбонатный материал.

Если обьем растворов увеличился до 150—200 м³ и превышает обьем, который бригада способна закачать в течение одной смены, то подобную обработку можно прервать после проведения одного или двух полных циклов и продолжить на следующий день. Повышение приемистости скважин при опытных работах по циклической обра­ботке было достигнуто в 95% случаев. Кроме того, при применении приема деления на циклы отмечено некоторое изменение профиля приемистости скважины. Раствор ПАВ, особенно ПАВ-гидрофоби-затор, изменяя обработанную первой порцией кислоты поверхность, вызывает небольшое отклонение каждой новой порции кислоты в новые интервалы, либо, проникая в новые интервалы и очищая по­верхность, увеличивает вероятность проникновения кислоты в них.

Обработка начинается на малой скорости закачки при максималь­ном давлении. Для 2 и 3-го циклов скорость закачки должна быть максимально возможной при соблюдении следующего требования: не превышать насосным агрегатом давления опрессовки эксплуата­ционной колонны.

Направленная кислотная обработка

Первым циклом направленной кислотной обработки (в случае ма­лой приемистости скважины — вторым циклом) следует применять отклоняющий состав, в качестве которого может использоваться:

• водонефтяная эмульсия;

• нефтекислотная эмульсия;

• раствор полимера в кислоте.

Рецептура эмульсии: нефть - 30%, Нефтенол НЗБ - 3%, вода -остальное.

Объем эмульсии рассчитывается исходя из нормы расхода 0,5 м³/м.

Приготовление нефтекислотной эмульсии производится по такой же схеме, только вместо воды используется раствор кислоты с задан­ными свойствами.

Приготовление раствора полимера в кислоте. Перед добавлением в расчетный объем воды товарной соляной кислоты, произвести раство-

204

рение в ней полимера в количестве, обеспечивающем конечную кон­центрацию его в растворе кислоты, 0,2%.

Отклоняющий состав применяется с целью блокировать традици­онно принимающие интервалы и перенаправить кислоту в слабопро­ницаемые пропластки.

Значительный срок существования эмульсии в пласте не опасен для нагнетательных скважин. В случае, если увеличить объем эмуль­сионного блока до размеров, значительно превышающих объем кис­лотного раствора, данная технология будет относиться к группе тех­нологий закачки эмульсионных растворов. Такие методы рассматри­ваются среди технологий выравнивания профиля приемистости.

Примечание. При отклонении кислотного состава в низкопроницае­мые, нефтенасыщенные прослои контакт кислоты с породой оказыва­ется осложнен наличием нефтяной пленки. Описанные проблемы приве­ли к созданию технологии комплексной обработки ПЗИ

Комплексная обработка ПЗП (КОПЗП)

Выбор состава кислотной композиции

Состав кислотной композиции зависит от минералогии обраба­тываемого пласта и подбирается индивидуально для каждого из мес­торождений.

Термин "комплексная обработка "означает некоторую оптимальную последовательность обработки скважины выбранными кислотными составами и нефтяными растворителями.

Выбор типа растворителя

Для разработки технологии проведения ОПЗ нагнетательных сква­жин с целью восстановления и увеличения приемистости были про­ведены лабораторные исследования. Исследована растворяющая спо­собность различных растворителей по отношению к АСПО, изучены поверхностно-активные свойства как моющих, так и деэмульгирую-щих компонентов, а также активность соляной кислоты с различны­ми добавками по отношению к образцам керна.

Исследования растворяющей способности различных углеводо­родных растворителей по отношению к асфальто-смолистым и пара-финистым отложениям показали, что наиболее активными являются растворители на основе концентратов ароматических углеводородов - бензол, толуол, ксилолы, Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/330 (табл. 8.1.2). Наиболее доступным и дешевым является нефтяной ра­створитель марки Нефрас А150/330, представляющий собой концен­трат ароматических углеводородов с числом атомов углерода С₉.₁₀.

205

Характеристика и растворяющая активность нефтяных раство­рителей по отношению кАСПО

Из таблицы 8.1.2 видно, что наиболее эффективным реагентом яв­ляется Нефрас А150/330, однако этот реагент и наиболее дорогосто­ящий. Бинарные и тройные смеси за счет синергетического эффекта по эффективности сопоставимы с чистым ароматическим раствори­телем, однако по стоимости эти композиции значительно дешевле. Кроме того, для добывающих скважин, склонных к образованию

Таблица 8.1.2. Характеристика и растворяющая активность нефтяных ра­створителей

Раство­ритель

Газовый бен­зин (фрак­ция до 62 °С)

Толуольная фракция прямогон-ного бензина (62-85 °С)

Нефрас С₃ 70/150

Химический состав

Смесь парафиновых, изопарафиновых углеводородов Cs

Смесь парафиновых, изопарафиновых и нафтеновых углеводородов с небольшим содержанием ароматических углеводородов

Прямогонная фракция с массовым содержа­нием ароматических углеводородов до 5%

Раство­римость АСПО, г/л (приЗО°С)

13,9

69,2

64,0

Нефрас Прямогонная фракция с массовым содержа- 68,0

С₄120/220 нием ароматических углеводородов до 15%

Нефрас Депарафинированная прямогонная фракция 93,0

С₄130/350 с массовым содержанием ароматических углеводородов до 25%

Нефрас Смесь жидких парафинов и ароматических 97,4

С₅150/330 углеводородов Сю (25-50%)

Нефрас Концентрат ароматических 110,0

А120/200 углеводородов Сд

Нефрас Концентрат ароматических 102,4

А150/330 углеводородов Сю

206

эмульсии, рекомендуется состав с деэмульгатором, а для нагнетатель­ных скважин — с нефтяным сульфонатом.

Приемы и методы, положенные в основу комплексной обработки

В условиях недостаточной геолого-промысловой информации прием совмещения (комплексирования) различных операций или методов в единый технологический процесс позволяет существенно повысить общую успешность работ. Как описано выше, наилучшего результата при проведении кислотных обработок добивались при ра­зукрупнении объемов кислотного и продавочного растворов и после­довательном их чередовании. На практике объем кислотного состава и продавочного 3-4%-го раствора ПАВ делился на 3 части и закачи­вался по схеме:

СКО 0,5м³/м

3%-й р-р ПАВ 50м³

I

ГКО 0,5 мЗ/м

Комплексная обработка основана на принципе циклического воздей­ствия различными композициями хи­мических реагентов, для удаления це­лой группы различных загрязняющих веществ из ПЗП скважины.

3%-й р-р ПАВ 50м³

Повышение приемистости сква­жин при применении данных при­емов достигается в 95% случаев.

ГКО 0,5 мЗ/м

2%-й р-р ПАВ 50м³

Цель закачки нефтяного раство­рителя — очистка поверхности пор от нефти иАСПО, облегчение досту­па кислотной композиции к ранее не­доступным поверхностям. Одновре­менно растворитель, поступивший в водонасыщенные каналы, испыты­вает сопротивление продвижению по ним. Следующая непосредствен­но за растворителем кислота не поступает в те каналы, по которым продвигались предыдущие порции кислоты во время первого и вто­рого циклов. Таким образом, растворитель выполняет функции от-клонителя, перенаправляя кислотный состав в новые каналы.

Особенность закачки растворителя заключается в том, что из-за низкой плотности реагента агрегат ЦА-320 испытывает дополнитель­ное противодавление в 30-40 атм, образующееся за счет разности плотностей скважинной жидкости и растворителя. Как только раство­ритель выходит из НКТ в колонну, он стремится всплыть в скважин­ной жидкости. Всплытия не произойдет только в том случае, если скорость движения растворителя вниз к пласту по колонне будет выше

207

СКО 0,5м³/м 3%-й р-р ПАВ 50м³

НЕФРАС 6 мЗ

ГКО 0,5мЗ/м

3%-й р-р ПАВ 50м³

ГКО 0,5 мЗ/м 2%-й р-р ПАВ 50м³

I цикл

II цикл

скорости всплытия. Такие ус­ловия имеют место при при­емистости скважины не ниже 150 м³/сут. Именно поэтому растворитель может быть зака­чан в скважину только в тре­тьем цикле, когда приемис­тость скважины увеличена за счет работы первых порций кислоты.

III цикл

При прочих равных услови­ях, если приемистость скважи­ны перед проведением второ­го цикла достаточно высока для закачки растворителя, бо­лее предпочтительно примене­ние его во втором цикле. Замечено снижение приемистости скважины на 20—25% в момент закачки нефраса и восстановление ее через 10-20 ч. Таким образом, отклоняющее действие нефраса распространяется только на ту пор­цию кислоты, которая закачивается непосредственно за ним, поэто­му не рекомендуется делать перерывы между вторым и третьим цик­лом обработки.

Кислотный состав, применяемый в третьем цикле, аналогичен кис­лотному составу второго цикла. Практически, это глинокислотная обработка.

Область применения комплексной обработки

В соответствии с описаниями отдельных циклов, комплексная обработка в целом имеет следующий алгоритм.

Данная технология предназначена для обработки нагнетательных скважин на месторождениях, где эксплуатируются пласты с низкой проницаемостью и высоким содержанием глинистого материала.

Термин "комплексная обработка" отражает технологический при­ем последовательного воздействия кислотными составами. Компо­зиционный состав кислотного раствора зависит от минералогичес­кого состава пород. В кислотных составах первого, второго, третьего циклов могут участвовать растворы сульфаминовой кислоты, соста­вы Химеко К-2.

208