Глава VI

МЕТОДЫ ВОЗДЕИСТВИЛ НА ПРИЗАБОИНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

§ 1. Назначение методов

В плотных слабопроницаемых нолленторах притон нефти н забоям скважин подчас очень мал, несмотря на большую депрессию. Нагне- тательные скважины в таких нолленторах даже при больших давле- ниях нагнетания очень плохо поглощают воду.

Для облегчения притона или потлощения в таких скважинах пользуются искусствеввым воздействием на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Для этого искусственно увеличивают число и размер дренажных каналов, увеличивают тре- щиноватость пород, а также удаляют смолистые и парафинистые образования, осевшие на стенках поровых каналов.

По характеру воздействия на призабойную зону методы увеличе- ния ее провицаемости можно разделить на три основные группы: механические, химические и тепловые. Для получения лучших ре- зультатов часто эти методы сочетают один с другим или применяют их последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется пластовыми условиями. Так, например, удалить парафин и смолы, осевшие на стенкак поровых каналов, а также снизить вяакость нефти можно методами термохимической обработки скважин и тепло- вого воздействия на призабойную зону. Химические методы, напри- мер обработка пластов кислотами, дают хорошие результаты в слабо- проницаемых карбонатных породах. Их весьма успешно применяют также и в других породах, например песчаниках, в состав которых входят карбонатные вещества. Мехавические методы - гидравли- ческий разрыв пластов и торпедирование - применяют в пластах, сложенных плотными породами и имеющих проницаемость ниже средневзвешенной по пласту.

§ 2. Обработка сквхжин солянОй кислотои

В начале процесс обработки пластов соляной кислотой приме- няли в основном для увеличения дебита нефтяных скважин на ме- сторождениях с нарбонатными коллекторами нефти. В настоящее

97

7 Заказ ~ I

честВО погребевной воды, не рекомендуется применять НЧR. Это объясняется тем, что до 70 % органической массы НЧR выделяется сначала в форме высоковявкой, а затем пластичной смолообрааной массЫ, которая не растворяется в углеводородной жидкости, а при- липает к зернам породы, что, конечно, уменьшает проницаемость призабойной зоны. Эффективность кислотных обработок намного увеличится, если перед обработкvой пластов, содержащих ма~оактив- ную нефть, закачать в призабойную зону нефть с большои аБТИВ- ностью, т. е. с большим содержанием нафтеновых кислот.

Возможность эффективного применения ПАВ при обработках нагнетательных скважин, пр обуренных за контуром нефтеносности, пока еще не изучена. Приемистость скважин, пр обуренных в нефтя- ной части пласта в качестве нагнетательных или нефтяных, переве- денных в нагнетательные, бывает очень низкой за счет наличия в пороном пространстве пласта остаточной нефтенасыщенности, сни- жающей фазовую проницаемость пород пласта для воды. Добавле- ние ПАВ дЛЯ обработки таких скважин имеет несколько иное назна- чение, чем при обработках нефтяных эксплуатационных скважин. Добавляемые ПАВ при обработках нагнетательных скважин с оста- точной нефтенасыщенностью в призабойной зоне должны способ- ствовать наиболее полному отмыванию нефти с поверхности породы и при задавливании ее в глубь пласта - рассеиванию ее за преде- лами призабойной зоны. Лучшими ПАВ в этом отношении являются ОП-10, "УФЭ_в и др.

Соляная кислота поставляется заводами сильно концентрирован- ной. Это затрудняет ее применение в неразбавленном виде. Поэтому перед употреблением кислоту разбавляют до нужной концентрации водой.

Соляную кислоту выпускают четырех видов:

а) кислота соляная техническая, синтетическая; б) кислота соляная техническая;

в) нислота соляная из абгавов органических производств: г) кислота соляная, ингибированная на заводе. Характеристика соляной кислоты приведена в табл. 1.

Таблица 1

101

содержание, %

Наименование кислоты

HCl

Fe

80.

Не менее 31 Не более 0,02 Не более 0,005 Не менее 27,5 Не более О ,03 Не более 0,04 Не менее 27,5 Не более 0,03 Не установлено

Техническая, синтетическая Техническая 1 сорта

Из абгазов органических иро- изводсТЕ

Заводы-поставщики ингибируют любую из приведенных в табл, 1 кислоту, но со снижением концентрации НСl до 19-25% синтетиче- ской кислоты и до 18-22% абгавовой,

В соляной кислоте содержится некоторое количество окислов железа, которые при обработках могут выпадать из раствора и за- купоривать поры пласта. Соляная кислота, взаимодействуя с гли- нами, может образовывать соли алюминия, выпадающие в осадок. :Кроме того, реагируя с цементом и песчаником, кислота может при- вести к образованию геля кремневой кислоты, также выпадающего в осадок. Для борьбы с этими нежелательными явлениями в кислот- ный раствор добавляют вещества, получившие название с т а б и л и- з а т о ров.

В качестве стабилизаторов применяют уксусную и плавиковую (фтористоводородную) кислоты. Добавление уксусной кислоты по- зволяет удерживать в растворе соли железа и алюминия. :Кроме того, добавка к соляной кислоте уксусной замедляет процесс взаимо- действия кислоты с породой. "Уксусная кислота также растворяет карбонатную породу. Добавка уксусной кислоты составляет от 0,8 до 1,6% от объема разведенной соляной кислоты. Добавка 1-2% плавиковой кислоты способствует лучшему растворению цементной корки и предупреждает возможность образования геля кремневой кислоты.

Раствор соляной кислоты для обработки скважин приготовляют на центральной кислотной базе или непосредственно у обрабатывае- мой скважины. Для этого в мерник наливают воду в количе- стве, указанном в таблицах инструкций для данного случая, но уменьшенном на общий объем всех добавок, и добавляют инги- битор, уксусную кислоту и, если требуется, плавиковую ки- слоту.

Затем в мерник с водой наливают концентрированную соляную кислоту в объеме, вычисленном также по инструкции, и тщательно все перемешивают. По плотности проверяют концентрацию раствора и при необходимости добавляют воду или концентрированную кис- лоту. Затем в раствор добавляют хлористый барий, хорошо переме- шивают жидкость до исчезновения хлористого бария, контролируя анализом проб. Через 5 мин после окончания перемешивавия доба- вляют иптенсификатор, раствор снова перемешивают и оставляют его на 2-3 н для осаждения сернокислого бария до полного осветления, после чего раствор готов к закачке.

Процесс обычной или простой обработки скважин заключается Б нагнетании Б пласт раствора соляной кислоты при помощи насоса или самотеком, если низкое пластовое давление.

102

На рис. 36 приведена схема расположения оборудования при про- стой обработке. Процесс закачки можно разделить на три этапа:

предварительная подкачка неф- ти, закачка раствора и про- давливание в пласт.

Схема солянокислотной об- работки приведена на рис. 37.

Вначале скважину запол- няют нефтью до устойчивого переливания ее из затрубного пространства (положение а). Затем при открытой задвижке в межтрубном пространстве за- качивают соляную кислоту, которая должна заполнить ко- лонну заливочных труб п ниж- нюю часть скважины до кровли обрабатываемой части разреза (положение 6). Раствор при этом. вытеснит нефть из сква- жины через задвижку в меж- трубном пространстве в мер- ник, в котором следует точно замерять количество вытес-

ненной нефти. После этого задвижку в межтрубном пространстве закрывают и насосом продавливают кислоту в поры пласта (поло-

Рис. 36. Расположение оборудования

при простой обработке:

1 - насосный агрегат Азинмamа; 2-еМRОСТЬ ДЛЯ кислоты на агрегате; 3 - емкость с ни- елотой на прицепе; 4 - емкость дЛЯ кислоты; 5 - емкость для продавочной ЖИДRОСТИ; 6 -

устье скважины.

а о fJ г

Рпс, 37. Схема обработки скважппы соляной кпслотой.

жение в). По окончании закачки кислоты нагнетают продавочную жидкость для вытеснения кислоты в пласт (положение г).

После продавливания скважину оставляют на несколько часов для реагирования кислоты с породой. В зависимости от давления

103

Таблица 2

Давление

3-6 12-24 30

Время выдержки, Ч

Мн./.м·

"Г [ем»

Дo~O,7 OT~O,7 до 1 OT~2 до 6

До 7

От 7 до 10 От 20 до 60

При близком расположении от обрабатываемого горизонта ниже- лежащих водоносных пластов возникает опасность прорыва воды через поровые каналы, образовавшиеся в процессе обработки. Во избежание этого зумпф заливают тяжелым раствором хлористого кальция. Большую надежность дает заливка зумпфа гидрофобной высоковязкой эмульспей из раствора хлористого кальция и нефти. При обработке нагнетательных скважин после задавливания водой всей кислоты в пласт закачку воды продолжают еще некоторое время. Затем после прямой и обратной промывки скважина поступает под закачку.

Если в качестве продавочной жидкости применили нефть, сква- жину после очистки забоя сразу вводят в эксплуатацию.

При обычных обработках кислотный раствор закачивают в при- забойную зону под небольшим давлением, поэтому кислотному воз- действию подвергаются наиболее проницаемые пропластки. Если встречаются пласты с низкой проницаемостью, то важно охватить вовдействием кислоты эти малопроницаемые породы. Применение же высоких перепадов давления при закачке позволит кислоте в более активном состоянии проникнуть в глубь пласта,а не расходовать свою активность в призабойной зоне.

Кислотные обработки под большим давлением на месторождениях с низким пластовым давлением, а также в пластах с высокопрони- ца~мыми пропластнами требуют проведения специальных мероприя- тии. Одним из них является закачка высоковязкой нефте-кислотной эмульсии типа «кислота в нефти». Закачка такой эмульсии резко сни- жает приемистость высонопроницаемых пропластков. что при по- следующей закачке кислоты позволяет последней провикатъ в мало- проницаемые участки. Наилучшие результаты дают эмульсии с со- держанием соляной кислоты от 70 до 80%. Получают такие эмуль- сии насосами цементировочных агрегатов.

На рис. 38 покааана схема обвязки наземного оборудования при производстве кислотных обработок под давлением. На рисунке по- казан основной агрегат 1 и вспомогательный цементировочный агре- гат 2 для приготовления эмульсии. Порядок приготовления эмуль- сии следующий. В одну половину бункера 3 агрегата 2 закачивают нефть из емкости для нефти 4. После этого насосом 5 первкачивают

104

нефть из бункера 3 в бункер 6. Как только восстановится циркуля- ция, в бункер 3 начинают подавать малыми порциями раствор кис- лоты из емкостей для кислоты 7, 8. Имея более тяжелый вес по срав- нению с нефтью, кислота будет опускаться к приему ротационного насоса и засасываться им вместе с нефтью. В результате интенсив- ного перемешивания образовывается эмульсия. После появления признаков образования эмульсии включают насос цемевтировоччого агрегата 9, который образованную эмульсию перекачивает вновь в бункер 3. Одновременно туда поступает кислота. Цикл перекачки длится до тех пор, пока не получится эмульсия требуемой вязкости, которая насосом 10 аакачиваегся в скважину 11. Вязкость опреде-

-7

7

\

J б

Рис. 38. Схема сбвяакп наземного оборудования при проивводствв кпсяотвых обработок под давлением.

ляют вискозиметром СПВ-5, которым определяют вязкость глини- стого раствора. На схеме (рис. 38) покавак один агрегат; в зависи- мости от приемистости их может быть несколько, число емкостей может быть также увеличено.

Кислотные обработки под давлением рекомендуется проводить следующим образом.

При открытом затрубном пространстве инепосаженном лакере в скважину закачивают нефте-кислотную эмульсию в объеме труб и поцпакерного пространства. После этого сажают па кер с якорем и продолжают закачку эмульсии с небольшой скоростью для умень- шения гидравлических сопротивлений. После закачки эмульсии без пере рыв а начинают подавать раствор приготовленной кислоты. За- качав кислоту в объеме спущенных труб, темп закачки резко повы- шают до пределов возможного. Не снижая давления, вслед за пода- чей кислоты закачивают продавочную жидкость. После закачки продавочной жидкости кран на головке скважины перекрывают и скважину оставляют до полного спада или установления давления.

При наличии одного мощного пласта часто применяют ступенча- гую , или поинтервальную, обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы по 10-20 оМ, обрабатываемые каж- дый самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков от дру- других применяют пакеры, химические изолирующие вещества

105