Вопрос 1.Поддержание пластового давления. Необходимость ППД. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции. Технологическая система процесса ППД.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах.

С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:

Регулирование пластового давления может быть осуществлено:

1. Закачкой воды

- по периферии залежи – законтурное заводнение

- в нефтенасыщенную часть залежи – приконтурное и внутриконтурное заводнение.

Внутриконтурное заводнение может быть реализовано в виде:

- разрезания месторождения линейными или нелинейными рядами нагнетательных скважин;

- блочной системы заводнения;

- избирательного заводнения, одним из видов которого является очаговое заводнение

2.Закачкой газа в повышенные участки залежи.

3.Одновременной закачкой воды и газа.

Выбор того или другого метода ППД определяется рядом причин геологического, технологического, технического и экономического порядка.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СИСТЕМЫ ППД

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Система ППД должна обеспечивать:

- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными

документами;

- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;

- проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;

- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

- возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1)

- систему нагнетательных скважин;

- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);

- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Водоочистные станции. Для подготовки пресной воды с целью закачки в пласт применяют комплекс сооружений. На рис. 118 показана одна из схем подготовки пресной воды для заводнения. Вода из водоема 1 подается в смеситель 3, в который дозируется (добавляется) расчетное количество коагулянта из дозатора 2, после чего вода поступает в освежитель 4, в котором оседает основная часть механических взвешенных частиц. Оставшееся количество взвешенных частиц вместе с водой поступает в гравийные фильтры 5 и осаждается в слое песка и гравия.

Очищенная вода собирается в резервуарах 6, из которых насосами 7 перекачивается на кустовые насосные станции и далее к нагнетательным скважинам. Насосом 8 осуществляют промывку гравийных фильтров при их засорении.

Очистку промысловых сточных вод от пленочной нефти и механических примесей осуществляют методом отстоя и фильтрования в вертикальных резервуарах-отстойниках или в горизонтальных напорных отстойниках (булитах), в которых не происходит контакта воды с воздухом.

Кустовые насосные станции (КНС) служат для нагнетания чистой подготовленной воды в продуктивные пласты через нагнетательные скважины. Одна кустовая насосная станция обеспечивает водой расположенные вблизи 5-6 нагнетательных скважин. Большее количество нагнетательных скважин от одной КНС возможно, но это нерационально, так как в этом случае приходится прокладывать длинные водоводы высокого давления к удаленным скважинам.

Ч аще всего каждая нагнетательная скважина имеет самостоятельный водовод от КНС, что позволяет обеспечивать индивидуальный замер приемистости каждой нагнетательной скважины. Водоводы от КНС до нагнетательных скважин работают под высоким (до 25 мПа) давлением, изготавливаются чаще из цельнотянутых труб диаметром 89 и 102 мм, укладываются в траншеи на глубину ниже глубины промерзания грунта. Расход жидкости замеряется централизованно на распределительной гребенке КНС с помощью диафрагменных счетчиков высокого давления.

Последние годы применяются БКНС (блочные кустовые насосные станции), оборудованные центробежными насосами с давлением на линии нагнетания от 10,0 до 20 мПа с электродвигателями СТД (синхронный трехфазный двигатель), с потребляемой мощностью от 750 до 153 кВт. Достоинство блочных КНС в том, что они изготавливаются в заводских условиях, а монтируются на местах их применения, что значительно сокращает время строительства, повышается качество строительства, снижаются капитальные вложения и т.д. На рис. 119 показана схема блочной кустовой насосной станции (БКНС).

БКНС состоит из следующих объектов: насосная, состоящая из насосных блоков; камера переключения из одного или двух блоков напорного коллектора (гребенки); распределительное устройство РУ-6. Обогревается БКНС за счет тепла, выделяемого электродвигателями насосных агрегатов и электрическими печами. Насосное и вспомогательное оборудование размещается в вагончиках (изготавливаемых на заводах), которые соединяются между собой, создавая единое помещение. Работают БКНС следующим образом (см. рис. 119). Вода из магистрального водовода 1 поступает в приемный коллектор 2, откуда подается к центробежным насосам 4, которые приводятся в движение электродвигателями 5. Пройдя насосы и дистанционно управляемые движки 3, вода поступает в высоконапорный коллектор-распределитель 7 (давление здесь доходит до 9,5-19 мПа). Из этого коллектора через задвижки 8 и 9 и расходомеры 6 вода подается в нагнетательные скважины. На случай аварийных ситуаций в системе' БКНС предусмотрены металлические 400 м³ резервуары.

В схеме БКНС имеется возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от кальматирующего материала методом многократных и кратковременных изливов. Современные БКНС полностью автоматизированы и работают без обслуживающего персонала. Все неисправности на БКНС устраняются дежурной выездной ремонтной бригадой.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт. Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное.

При законтурном заводнении закачка воды в пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.

Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное заводнение обеспечивает более полную выработку запасов, вытесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.

Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи.

Такое заводнение называют приконтурным заводнением. Приконтурное заводнение применяется:

- на небольших по размерам залежах;

- при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью;

- с целью интенсификации процесса добычи нефти, так как фильтрационные сопротивления между нагнетательными и добывающими скважинами сокращаются за счет их сближения. В то же время вероятность образования языков обводнения и неконтролируемых прорывов воды к отдельным нефтедобывающим скважинам увеличивается.

Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти и т.д.

В последние годы для интенсификации разработки нефтяных месторождений распространенным методом стал метод искусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважина искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 1).

Рис. 1. – Схема внутриконтурного заводнения

В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на Ромашкинском месторождении в Татарии, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей.

Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разраюотки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, то есть законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением. Например, при центральном заводнении в центре нефтяной залежи бурят батарею (рис. 2) или кольцевой ряд нагнетательных скважин (рис. 3). В тех случаях, когда проницаемость пород в периферийных участках нефтяной залежи значительно снижается, тогда возможно применять осевое заводнение, когда нагнетательные скважины бурятся вдоль оси складки (рис. 4).

Рис. 2. – Схема очагового заводнения

Рис. 3. – Схема внутриконтурного кольцевого заводнения

Рис. 4. – Схема осевого заводнения

Чтобы удержать среднее пластовое давление в нефтяной залежи на одном уровне, объем воды, закачиваемой в пласт при заводнении, должен быть равным объему, добываемому из пласта жидкости и газа. На многих нефтяных месторождениях с пластовым давлением, превышающем давление насыщения нефти газом, одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом занимает в пластовых условиях объем, равный 1,4 – 1,6 м3. Это означает, что для извлечения из пласта одной тонны нефти в пласт необходимо закачать 1,4 – 1,6 м3 воды. В то же время как показывает практика, соответствие объемов извлекаемой из пласта на поверхность и нагнетаемой в пласт жидкости не обеспечивает поддержания пластового давления на одном уровне. Это является следствием того, что при внутриконтурном заводнении часть закачиваемой воды уходит в периферийные водяные зоны пласта, отдельные непродуктивные пропластки, в верхние или нижние пласты и т.п. Необходимо учитывать и то, что некоторое количество воды теряется на поверхности (порывы водоводов и т.д.).

В среднем, ориентировочно принято считать, что непроизводительные потери воды при внутриконтурном заводнении составляют 15-20 % от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения необходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачивать от 1,6 до 1,8 м3 воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.

В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.

Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются (рис. 5).

При пятиточечной схеме на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме – две добывающие, а при девятиточечной – три добывающие скважины. Так как нагнетательные

Рис. 5. – Схемы размещения скважин при площадном заводнении: а – 5-точечная система; б – 7-точечная система; в – 9-точечная система. Пунктиром выделены симметричные элементы

скважины не дают продукцию, то девятиточечная схема как бы наиболее экономичная, но интенсивность воздействия на залежь при этом значительно меньше и вероятность появления целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины намного больше. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.

Нагнетание в пласт газа (воздуха). Для применения такого метода благоприятными объектами являются пласты с крутыми углами падения, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород и насыщенные маловязкой нефтью. В таких пластах сжатый газ или воздух нагнетают в газовую шапку или в повышенную купольную часть залежи. В последнем случае нагнетание газа имеет целью искусственное создание газовой шапки и тем самым превращение режима работы залежи в газонапорный. Количество газа должно быть таким, чтобы заданное пластовое давление сохранялось длительное время. В идеальном случае это количество в пластовых условиях должно равняться объему извлекаемой из пласта продукции (нефть, газ, вода) или больше этого объема. Сжатый газ (воздух) нагнетают в скважины, расположенные в присводовой части залежи. В качестве рабочего агента лучше всего применять естественный нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи закачивать также и воздух. Количество нагнетаемого газа (воздуха) в скважины оценивается опытным определением поглотительной способности скважин. Нормы закачки газа или воздуха на одну нагнетательную скважину устанавливают опытным путем в пределах 2000 – 5000 м3/сут при мощности пласта не более 20 м. Чрезмерная интенсивность нагнетания рабочего агента может привести к бесполезным его прорывам в каком- ибо одном направлении.

Попеременная закачка воды и газа в продуктивный пласт. Усовершенствованной системой воздействия на залежь нефти со сложным строением является попеременное нагнетание воды и газа в пласт.

Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при нагнетании его в продуктиный пласт, внедряется, прежде всего, в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытеснения и тем самым повышается охват пласта воздействием. Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет меньшей вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате поршневого и увлекающего вытеснения газа. Метод попеременной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсивного воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на границе с нефтью.

Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость – вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение – за счет свободы потоков в открытых трещинах.

Гравитационное перераспределение по мощности пласта нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опережающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ранней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. По данным исследовательских и опытно-промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попеременной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8 – 10%.

Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдерживается отсутствием малогабаритных на высокое давление и производительность комперссоров.

К воде для закачки ее в пласт предъявляются высокие требования. Вода должна иметь хорошие нефтевымывающие свойства, не вступать в химическую реакцию с пластовыми водами с образованием нерастворимых осадков солей, при взаимодействии с глинистыми частицами пород пласта не вызывать их набухание, не иметь в своем составе механических взвешенных частиц, нефтепродуктов, микроорганизмов и т.д.

Источниками водоснабжения для заводнения пластов являются воды открытых поверхностных водоемов (реки, озера, моря, океаны), подрусловые воды, пластовые воды глубокозалегающих водоносных горизонтов и др.

Промысловыми исследованиями доказано, что наилучшими водами для заводнения пластов являются промысловые сточные воды, образуемые из пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью из пласта, технические воды, применяемые на промысловых установках подготовки нефти, паводковые, дождевые и ливневые воды.

На большинстве м/р с пластовым давлением, превышающим давление насыщения нефти газом, объем 1 т извлеченной нефти вместе с попутным газом составляет 1,4 – 1,6 м3. Это значит, что при извлечении 1 т нефти (по замеру на поверхности) в пласт для компенсации израсходованной энергии должно быть закачано 1,4 – 1,6 м3 воды, а с учетом потерь воды от 1,6 – 2 м3.

Давление на забое скважины определяется по максимальному или оптимальному давлению, которое могут развивать применяемые насосы.

Где - давление на забое скважины; - давление на выкиде насоса; давление столба воды в скважине; - потери на трение при движении воды от насоса до забоя скважины.

Потери давление на трение определяются по формулам гидравлики.

Объем закачки воды по каждой нагнетательной скважине определяется по выведенному выше забойному давлению и коэффициенту приемистости, который находится в результате исследования скважины:

– объем закачки воды; - коэффициент приемистости; и - забойное и пластовое давления.

Число нагнетательных скважин для осуществлений процесса заводнения пласта определяется частным от деления общего потребного объема закачки на среднюю приемистость одной скважины с учетом резерва скважин до 20%

Вопрос 2. Разновидности соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. Условия применения. Технология процесса. Проектирование ско. Технические средства. Пути повышение эффективности ско.

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 (НСl) и фтористоводородной (НF) кислоты.

Различают несколько видов СКО, среди которых:

- Обычная СКО.

- Кислотная ванна.

- СКО под давлением.

- Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Обычная СКО 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+СаСО₃=СаС1₂+СО₂.

При воздействии на доломит:

4НС1+СаМg(СО₃)₂=СаС1₂+МgС1₂+ Н₂О +2СО₂.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлористый кальций (СаС1₂) и хлористый магний (МgC1₂) - из-за их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения акции 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.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОБЫЧНОЙ СКО

Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.

В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью.

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗС при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки (вторая, третья и т.д.) были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗС: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС1 изменяется от

0,2 до 0,6 м3/м; для высокопроницаемых коллекторов — от 0,2 до 0,9 м3/м; для трещинных коллекторов — от 0,3 до 0,9 м3/м.

При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч.

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем — исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте.

ТЕХНИКА, ПРИМЕНЯЕМАЯ ПРИ СКО

Приготовление кислотного раствора осуществляется, как правило, на специальных кислотных базах, организованных на территории нефтедобывающего района. Для перевозки необходимых объемов кислотного раствора на скважины используются автоцистерны различного объема (до 20 м3). Для защиты емкостей от воздействия кислоты (или растворов кислоты) они гуммируются или покрываются специальными химически стойкими эмалями. При работе при низких температурах воздуха емкости оборудуются специальными нагревателями-змеевиками. Перекачка кислотных растворов осуществляется специальными центробежными насосами кислотоупорного исполнения с различными подачами и напорами.

Закачка кислотных растворов в скважину осуществляется специальными насосными агрегатами на автомобильном шасси, например, «Азинмаш 30 А». Насосный агрегат включает в себя гуммированную цистерну для кислотного раствора, насос высокого давления (как правило, трехплунжерный насос одинарного действия) с приводом от коробки отбора мощности автомобиля. Сменные плунжеры насоса позволяют регулировать подачу в широких пределах (от единиц до десятков л/с). Давление, создаваемое насосом, также меняется от единиц до десятков МПа. Параметры работы насоса зависят от скорости (как правило, насосный блок имеет 5 скоростей). Наряду с насосным агрегатом, для кислотных обработок используется цементировочный агрегат (типа ЦА-320М), который играет роль подпорного насоса для основного агрегата, подавая технологические жидкости на прием силового насоса. Кроме того, агрегат ЦА-320М, оборудованный ротационным насосом низкогоnдавления и емкостями, позволяет перемешивать кислотный раствор с различными реагентами, добавляемыми в него на скважине, а также при необходимости перекачивать растворы из одних емкостей в другие.

Кроме агрегата ЦА-320М, при кислотных обработках при необходимости применяется и агрегат для гидравлического разрыва пласта, например, 4АН-700.

Важнейшим техническим элементом при проведении СКО является специальная устьевая головка высокого давления на быстросъемных соединениях. Головка оборудована обратным клапаном (его наличие обязательно!) и задвижкой высокого давления, соединенной с выкидом насосного агрегата. На поверхности при обвязке цистерн и агрегатов используются прочные металлические трубы. В зависимости от технологических параметров СКО одновременно могут использоваться несколько однотипных агрегатов, обвязываемых в единую систему.

При проведении СКО необходимо строго соблюдать правила обеспечения безопасности жизнедеятельности и защиты окружающей среды.

Кроме обычной СКО, на практике достаточно широко применяются другие виды кислотного воздействия, которые отличаются от обычной СКО технологией их реализации. Рассмотрим некоторые из них.

КИСЛОТНЫЕ ВАННЫ

Данные обработки применяются, как правило, в скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основной целью кислотных ванн является очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений солей (кальцитовых) пластовой воды и др. Объем кислотного раствора должен равняться объему скважины от подошвы до кровли коллектора. Закачка расчетного объема раствора ведется при давлении, определяемом сопротивлениями в системе без задавки его в ПЗС.

Концентрация раствора для кислотных ванн выше и достигает 20%. Это связано с тем, что при кислотных ваннах не происходит перемешивания раствора на забое. Время нейтрализации при таких обработках выше, чем при обычной СКО, и достигает 16-24 ч.

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

Этот вид обработок предназначен для повышения эффективности кислотного воздействия на призабойные зоны неоднородного по проницаемости коллектора. При обычной СКО кислотный раствор проникает в хорошо проницаемые разности, а зоны пониженной проницаемости фактически остаются необработанными. Технология СКО под давлением отличается от обычной обработки следующим.

Сначала проводится гидродинамическое исследование скважины со снятием профиля притока (приемистости) с целью установления зон повышенной проницаемости и поглощающих трещин. После этого скважина обычным образом готовится к обработке. Затем в скважину до кровли продуктивного горизонта спускается колонна НКТ, на конце которой размещен пакер с якорем. В определенный момент времени колонна пакеруется и заякоривается во избежание повреждения обсадной колонны выше продуктивного горизонта высоким давлением закачки кислотного раствора. После этого проводится закупорка высокопроницаемых разностей закачкой в них высоковязкой нефтекислотной эмульсии. Нефтекислотная эмульсия готовится на скважине из смеси 12%-го раствора НС1 и нефти, при этом используется центробежный насос штатной техники (автоцистерны).

Соотношение компонентов эмульсии таково: 70% по объему — кислотный раствор, 30% по объему — дегазированная нефть. Если дегазированная нефть легкая, к ней добавляют, например, окисленный мазут, гудрон и др. С целью получения хорошего качества эмульсии к ней добавляют эмульгирующие вещества. Вязкость образующейся эмульсии зависит от дисперсности ее компонентов, т.е. от времени перемешивания. При достаточно длительном времени перемешивания получают мелкодисперсную эмульсию с вязкостью до 10 Па с. Полученная таким образом нефтекислотная эмульсия закачивается в призабойную зону, проникает в зоны повышенной проницаемости и заполняет их. Продавка эмульсии ведется при открытой задвижке на затрубном пространстве до момента, пока эмульсия не достигнет кровли продуктивного горизонта (башмака НКТ). После этого производят пакеровку и заякоривание НКТ и закрывают затрубную задвижку. Если в НКТ закачан расчетный объем кислотного раствора, то продавка эмульсии осуществляется кислотным раствором. Давление закачки увеличивается, и эмульсия проникает в зоны повышенной проницаемости. По достижении границы раздела «нефтекислотная эмульсия—кислотный раствор» башмака НКТ давление закачки вновь возрастает. Под действием повышенного давления кислотный раствор закачивается в низкопроницаемые разности, что существенно увеличивает охват пласта процессом кислотного воздействия. Объемы нефтекислотной эмульсии рассчитываются по результатам гидродинамического исследования скважины, профилей притока (приемистости), а также коллекторских свойств обрабатываемой зоны пласта. Все остальные технологические операции не отличаются от таковых для обычной кислотной обработки.

ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

Термокислотная обработка предназначена для повышения эффективности кислотных обработок карбонатных коллекторов, когда в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне отлагаются асфальто-смоло-парафиновые (АСП) вещества, блокирующие карбонатную породу для нормальной реакции ее с кислотным раствором.

Эффективной кислотная обработка будет только в том случае, если предварительно удалить с поверхности карбонатной породы асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Удаление АСПО возможно в процессе промывки после их расплавления. Расплавление АСПО достигается за счет экзотермической реакции взаимодействия соляно-кислотного раствора НС1 с магнием или его сплавами:

Mg + 2HCl = MgCl2 + H2 + Qr ,

где Qr — количество теплоты, выделяющееся при реакции, кДж.

Хлористый магний остается в растворе. Количество выделяющейся при реакции теплоты Qr зависит от многих факторов: концентрации кислотного раствора, его количества, количества магния и его вида (магниевая пыль, крошка, стружка или бруски), степени нейтрализации раствора и т.д.

Термокислотная обработка выполняется в два этапа.

1. Термическая обработка. Рассчитываются такие количества металлического магния и кислотного раствора, чтобы произошла полная нейтрализация по магнию, а температура поднялась до расчетной величины, достаточной для расплавления в ПЗС асфальто-смоло-парафиновых отложений. Частично непрореагировавшая кислота обрабатывает только пристенную зону ПЗС, не проникая глубоко в пласт. Основное химическое воздействие осуществляется на втором этапе.

2. Термокислотная обработка. Количество кислотного раствора берется существенно большим, чем при термической обработке. На первом этапе идет термическая обработка, затем продолжается термокислотная. Процесс осуществляется как при обычной СКО. Расход магния на одну обработку колеблется от 40 до 100 кг, рас-

ход 15% кислотного раствора — до 10 м3

С целью снижения коррозии металла кислотный раствор ингибируется формалином (0,5% по объему), а стабилизируется уксусной кислотой (до 1,5% по объему). При такой обработке использование уникола нежелательно, т.к. он снижает скорость растворения магния.

Проектирование СКО.

Основными критерии, определяющими выбор и обоснование применения проектного решения, является:

- вводимые в эксплуатацию новые объекты при недостижении проектных показателей по дебиту жидкости;

- выводимые из бездействия с недостижением требуемого уровня продуктивности;

- солеотлагающие скважины и встающие на ремонт в текущем месяце;

- переводимые из добывающего фонда в нагнетательный;

- не вышедшие на расчетную производительность после текущего капитального ремонта скважин;

- на основании данных анализа технологического режима или по результатам ГДИ установлен высокий скин-фактор;

- падение коэффициента продуктивности более чем на 30% от первоначального;

- текущие извлекаемые запасы нефти выше, чем в среднем на одну скважину по площади;

- пластовое давление в добывающей скважине выше среднего по площади;

- эффективность обработки ПЗП по результатам ретроспективного анализа проведенных ранее обработок.

Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями.