1232

Добавки ингибитора, стабилизатора, хлористого бария и интенсификатора обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводят.

К рабочему раствору соляной кислоты, как указывалось, до­ бавляют следующие реагенты.

1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздей­ ствие кислоты на оборудование. Обычно ингибиторы добавля­ ют в количестве до 1 %.

В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%); уникол (0,1%); реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%); катапин А (0,1%) и др. Указанные ингибиторы снижа­ ют коррозионную активность соляной кислоты от 7—8 (форма­ лин) до 20 раз (катапин А).

легчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и ©т отреагировавшей кислоты.

В качестве интенсификаторов применяют некоторые ингиби­ торы, такие как катапин А, катамин А, ОП-Ю, ОП-7 и др.

3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции приме­ сей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария:

H2S04 + ВаС1г = BaS04+ 2HCI.

Вэтом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину об­ рабатывают раствором хлористого бария (ВаСЬг). Образую­ щийся сернокислый барий (BaS04) удерживается в растворе и удаляется в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Вкачестве стабилизатора используют уксусную и плавико­ вую кислоты.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником — гель кремниевой кисло­ ты, выпадающие в осадок. Для удержания во взвешенном состоя­ нии солей алюминия и геля кремниевой кислоты используют

л о т н ы х о б р а б о т о к : кислотные ванны, простые кислотные обработки; обработки под давлением; пенокислотные; серийные;

ности открытого забоя и стенок скважины от цементной и гли­ нистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, каль­ циевых отложений из Пластовых вод, а также для очистки

Рис. VI.1. Схема обработки скваж ины соляной кислотой

фильтра в скважине со спущенным перфорированным хвостови­ ком в интервале продуктивного объекта, освобождения прихва­ ченного пробкой подземного оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ.

Кислотная ванна отличается от других видов солянокислот­ ных обработок тем, что объем рабочего раствора составляет не более объема ствола (или колонны) в заданном интервале, за­ качивают его до забоя, не продавливая в пласт. При этом рас­ твор кислоты выдерживают в интервале обработки в течение 16—24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.

Скважины с открытым стволом обычно обрабатывают кис­ лотным раствором с содержанием НС1 от 15 до 20%, а обсажен­ ные скважины — раствором с содержанием НС1 от 10 до 12%. В качестве промывочной жидкости применяют воду.

П р о с т ы е к и с л о т н ы е о б р а б о т к и предназначены для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличе­ ния их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Подготовка скважины заключается в удалении с ее забоя пробки. Для очистки стенок колонны и труб от продуктов кор­ розии в скважину закачивают раствор соляной кислоты и, не продавливая в пласт, выдерживают ее в течение нескольких ча­

первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполни­ ла трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пла­ ста (см. рис. VI.1,6). После этого закрывают кран на отводе затрубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт (см. рис. VI.1, в). Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или во­ дой (см. рис. VI.1, г).

Объем рабочего раствора соляной кислоты устанавливают в зависимости от толщины и физических свойств пласта, химиче­ ского состава пород и числа предыдущих обработок. Рекомен­ дуемые средние объемы кислотного раствора на 1 м обрабаты­ ваемого интервала пласта (кислота 8—15%-ной концентрации) для карбонатных пород, установленные на основании имеюще­ гося опыта по обработкам, приведены в табл. VI.2.

Для последующих обработок объем кислотного раствора увеличивают на 20—40% или повышают концентрацию рабочего раствора.

Необходимо учитывать, чтобы уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавки ее в пласт нахо­ дился только в пределах интервала ствола, выбранного для об­

работки.

Важное условие успешности солянокислотных обработок — срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов и для различных условий различен.

Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки вы­ держки: при оставлении последней порции кислоты в открытом стволе скважины — от 8—12 до 24 ч; при задавливании кислоты в пласт с температурой забоя 15—30 °С — до 2 ч, с температу­ рой от 30 до 60 °С — 1 —1,5 ч.

Сроки выдержки кислоты на реагирование устанавливают опытным путем для каждого эксплуатационного объекта на ос­

няют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. При простых солянокислотных обработ-

ках кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, а плохо проницаемые пропластки остаются не охваченными об­ работкой. Кислотные обработки под давлением устраняют этот недостаток, обусловленный слоистой неоднородностью пласта. Этот вид обработки проводят с применением пакера.

При открытом кране на отводе затрубного пространства и непосаженном пакере в скважину закачивают кислоту в объ­ еме труб и подпакерного пространства, после чего пакером гер­ метизируют затрубное пространство и закачивают, кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа за­ качки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прока­ чивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают кран на головке арматуры. Скважину оставляют в покое до пол­ ного спада или стабилизации давления.

П е н о к и с л о т н ы е о б р а б о т к и применяют при значи­ тельной толщине пласта и низких пластовых давлениях. Сущ­ ность этого вида обработок заключается в том, что в призабой­ ную зону скважины вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, передвижной компрессор (или воздух из газо-воздухо­ распределительной будки ГВРБ) и аэратор. Схема обвязки оборудования устья скважины показана на рис. VI.2.

Аэратор (рис. VI.3) предназначен для перемешивания рас­ твора соляной кислоты с воздухом (аэрации) и образования пе­ ны. Чтобы получить пену, к раствору кислоты добавляют 0,1—

Рнс. VI.2. Схема обвязки оборудования при пенокислотной об­ работке скваж ины :

/ — компрессор; 2 — кислотный агрегат; 3 — аэратор; 4 — крестовина; 5 — обратный клапан

Рис. VI.3. Аэратор:

ная обработка имеет следующие преимущества перед обычной обработкой:

1) кислотная пена значительно медленнее растворяет карбо­ натный материал, чем обычная кислота; это способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт, что при­ водит к увеличению проницаемости удаленных от скважины зон пласта и их приобщению к дренированию;

2) кислотная пена обладает меньшей плотностью (400—

800 кг/м3) и повышенной вязкостью, чем обычная кислота; это позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта, что особенно важно при большой его толщине

инизких пластовых давлениях;

3)содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяже­ ние кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находя­ щийся в пене, расширяется во много раз при понижении давле­ ния после обработки; все это в совокупности способствует улуч­ шению условий притока нефти в скважину и значительно облег­ чает ее освоение.

М н о г о к р а т н ы е о б р а б о т к и заключаются в том, что призабойную зону скважины обрабатывают несколько раз с ин­ тервалами между обработками в 5—10 сут с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

П о и н т е р в а л ь н ы е ( с т у п е н ч а т ы е ) о б р а б о т к и — последовательные обработки нескольких интервалов пласта зна­ чительной толщины с целью полного охвата пласта или отдель­ ных его продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно­ направленным способом воздействуют на следующий интервал или пропласток и т. д., пока полностью не будут охвачены вся толщина пласта или все его пропластки.

Поинтервальные обработки применяют в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах с открытым забоем, а также в скважинах, закрепленных обсадной колонной. Проводить их це­ лесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

ствие струи большого напора способствуют: очистке стенок скважины от цементной и глинистой корок; разрушению и уда­ лению плотных забойных песчаных пробок струями жидкости, направленными в пробку; интенсивному разрушению пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для последующего направленного гидравлического-разрыва цласта.

При таких обработках необходимо обеспечивать максималь­ но возможную для данного диаметра сопла скорость выходящей струи.

Т е р м о х и м и ч е с к и е о б р а б о т к и — обработки скважин горячей соляной кислотой, нагрев которой происходит за счет теплового эффекта экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.) в специальном реакционном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Такие обработ­ ки применяют для очистки призабойной зоны скважин от ас­ фальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Т е р м о к и с л о т н ы е о б р а б о т к и — комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимиче­ ская обработка, во второй (без перерыва во времени после термохимической)— обычная (простая) солянокислотная обра­ ботка.

Термохимическую обработку наиболее целесообразно приме­ нять в скважинах при температуре забоя не более 40 °С.

При растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется 18,9 МДж тепла. Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты, которая при этом полностью нейтрализуется и выделившимся теплом (18,9 МДж) нагревает­ ся до температуры 308 °С. Оптимальным для обработки счита­ ют такое соотношение количества магния и соляной кислоты, при котором остаточная концентрация НС1 составляет 11—12%,

от 70 до 100 л 15%-ной соляной кислоты. В табл. VI.3 приве­ дены данные о необходимых количествах кислоты.

Для проведения термокислотной обработки наполненный магнием реакционный наконечник спускают на трубах в сква­ жину и устанавливают против обрабатываемого интервала пла­ ста. Затем закачивают нефть и вслед за ней без всякого пере­ рыва 15%-ный раствор соляной кислоты, регулируя скорость за­ качки в соответствии с расчетным режимом.

Обычно в наконечник загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивают от 4 до 10 м3 15%-ного раствора НС1.

Скорость прокачки раствора НС1 должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинако­ вая запланированная температура и постоянная остаточная кис­ лотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как по мере прокачки кислоты через наконечник непрерывно изменяет­ ся масса магния в нем, поверхность контакта с кислотой, тем­ пература, концентрация кислоты и т. д.

Для загрузки наконечника используют магний в виде стру­ жек или брусков квадратного или круглого сечения. Если дав­ ление на глубине установки реакционного наконечника превыша­ ет 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде стружки. Следует учитывать, что чем больше давление, тем мельче и тоньше должна быть магниевая стружка. Если давление ниже 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде брусков или круглого сечения. При этом чем ниже давление, тем больше может быть площадь поперечного сечения этих брусков. Так, при давлении до 1 МПа используют бруски с площадью 10— 15 см2. При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьша­ ют так, чтобы площадь сечения каждого из них была 1—5 см2.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Г и д р а в л и ч е с к и й р а з р ы в п л а с т а (ГРП )— про­ цесс обработки призабойной зоны скважины с целью расшире­ ния и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны. Достигается это путем создания вы­ соких давлений на забоях скважин закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое по­ вышение давления на забое. Когда давление превысит гидро­ статическое примерно в 1,5—2,5 раза, произойдет разрыв или расслоение пласта, т. е. расширятся естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоя­ нии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жид­ костью. В дальнейшем эта жидкость извлекается из призабой­ ной зоны в процессе эксплуатации скважины.

Создание в ПЗС одной или нескольких трещин, проникаю­ щих в пласт на десятки метров, приводит к увеличению прони­

цаемости пласта в зоне распространения трещин и к значительному улучшению условий притока жидкости.

вышают допустимые для обсадных колонн, то в скважину на НКТ спускают пакер, изолирующий кольцевое пространство и предохраняющий колонну от давления. Пакер спускают с яко­ рем— устройством, предупреждающим смещение пакера по ко­ лонне (рис. VI.4), и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра (кровли пласта). Устье оборудуют головкой, к которой

тельных этапов (рис. VI.6):

1) закачки в скважину жидкости разрыва для создания тре­ щины в пласте; 2) закачки жидкости-песконосителя; 3) закач­ ки продавочной жидкости для проталкивания песка в трещины и предохранения их от смыкания.

По спущенным НКТ нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта. При этомнепрерывно наблюдают за дав-

Рис. VI.5. Схема распо­ ложения оборудования при ГРП:

1 — насосные агрегаты 4АН700; 2 — пескосмеснтельные

агрегаты ЗПА; а — автоци­ стерны ЦР-20 с технологиче­ скими жидкостями; 4 — пе-

сковозы; 5 — блок маннфольдов высокого давления; 6 —

СЕ - } £Н Р

лением и расходом жидкости на устье. Момент разрыва на по­ верхности отмечается резким увеличением расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при одном и том же давлении на устье или резким уменьшением давления на устье при одном и том же расходе. Обычно о моменте гидроразрыва судя-т по условному коэффициенту

Ку = Q/Py, (VI.3)

где Q — расход жидкости, м3/с; ру— давление на устье, МПа. При резком увеличении Ку в процессе закачки жидкости раз­

рыва происходит гидроразрыв пласта.

После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину за­ качивают жидкость-песконоситель — вязкую жидкость, смешан­ ную с песком (180—400 кг песка на 1 м3 жидкости), которая

Ш ' ESP

Рис. VI.6. Схема ГРП:

/ — нагнетание жидкости разрыва; // — нагнетание жидкости-песконосителя; / / / — нагне­ тание продавочной жидкости: / — глины; 2 — нефтяной пласт

под воздействием продавочной жидкости (маловязкой углеводо­ родной жидкости) проталкивается в НКТ и в пласт.

Общую продолжительность процесса гидроразрыва (в часах) можно определить по формуле

Потребное число агрегатов устанавливают, исходя из подачи

обычно закачивают непосредственно в обсадную колонну.

При большой толщине продуктивного пласта проводят много­ кратный разрыв, т. е. несколько разрывов в пласте за одну опе­ рацию.

М н о г о к р а т н ы й ГРП с применением упругих пластмас­ совых шариков или закупоривающих материалов. Вначале про­ водят ГРП по обычной технологии, а затем в нагнетаемый поток жидкости вводят пластмассовые шарики диаметром 12—18 мм и плотностью, примерно равной плотности нагнетаемой жидкости. Один шарик может перекрыть одно перфорационное отверстие. Потоком жидкости шарики устремляются в те перфорационные отверстия, где скорость потока наибольшая (против интервала разрыва), упираются в них и перекрывают отверстия. Тем са­ мым достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое воз­