Особенности кислотной обработки добывающей скважины

Кислотная обработка добывающих скважин

Кислотная обработка добывающих скважин существенно отлича-

ется от обработки скважины нагнетательной. Обработка проводится только в присутствии бригады КРС. Перед проведением обработки скважина должна быть исследована, определена глубина поврежде­ния пласта.

Предварительная промывка скважины. Поскольку при работе до­бывающей скважины в ее стволе и на оборудовании возможно нали­чие отложений, несвойственных для нагнетательной скважины, не­обходима предварительная промывка кислотным составом. Исследо­ваниями установлено, что от 80 до 90% солевых отложений растворя­ются в соляной кислоте (для Юганского региона).

В последнее время, как никогда, актуальна проблема отложения солей в насосном оборудовании и НКТ добывающих скважин. Про­блема связана с заглублением насосных установок. При этом проис­ходит раннее разгазирование жидкости и интенсивное выпадение со­держащихся в ней солей.

В случае проведения кислотной обработки через загрязненную колонну труб, окалина и солевые отложения растворяются в первой порции кислоты, закачиваемой в скважину при ОПЗ, и поступают с ней в пласт, загрязняя его. Для предупреждения отрицательного вли­яния поверхностных отложений в НКТ необходимо:

1) первым циклом в скважину закачивать жертвенную пачку соля­ной кислоты с доведением до низа НКТ и последующим удалени­ем обратной промывкой;

2) необходимо изучить объем отложений, рассчитать объем жертвен­ной порции кислоты для каждого из месторождений. До этого при­нять объем по умолчанию 1,5-2,0 м³.

В случаях, когда КРС использует для ОПЗ технологическую ко­лонну заведомо чистых труб, все равно остается вопрос очистки ра­бочих НКТ на трубной базе или непосредственно в скважине. Все это требует включения дополнительного технологического звена в процесс ремонта — очистка НКТ.

Учет совместимости кислотного состава с жидкостью глушения Плавиковая кислота, входящая в состав кислотных композиций реагирует с растворами хлористого кальция и хлористого натрия с об­разованием мелкодисперсного нерастворимого в воде осадка фтори­да кальция (натрия). При проведении глинокислотных обработок в скважинах, заглушённых указанными растворами, произойдет следу­ющее:

1) плавиковая кислота вступит в реакцию и не дойдет до пласта в ак­тивном состоянии;

2) в ПЗП проникнет мелкодисперсный кольматирующий материал.

Проведение глинокислотной обработки возможно только в сква­жинах, заполненных нефтью, пресной водой, раствором хлористого аммония. Дешевый способ избежать конфликта жидкостей - исполь­зовать не полное заполнение скважин указанными составами, а не­большой по объему буфер, закачиваемый в головной части пачки гли-нокислоты. Хорошим буфером может быть пачка простой соляной кислоты.

Учет возможности выпадения осадка при контакте с пластовой во­дой. Раствор плавиковой кислоты может образовывать осадок при поступлении в пласт и контакте с минерализованной пластовой во­дой. Для предупреждения осадкообразования необходимо вытеснять пластовую воду из ПЗП пачкой водного раствора (5%) хлористого аммония.

Детализация композиции кислот. Поскольку при обработке и на­гнетательных, и добывающих скважин воздействию подвергается один и тот же пласт, композиция кислот может быть аналогичной описан­ным для нагнетательного фонда, за исключением следующих дета­лей:

- в кислотных составах на добывающих скважинах применяют ка-тионактивные ПАВ;

- в отличие от нагнетательной скважины, в добывающей более пол­но проявляется фактор температуры (ПЗП нагнетательной сква­жины может быть охлаждено), поэтому более тщательно выбира­ются компоненты по температурному пределу;

- поскольку риск неэффективности обработки добывающей сква­жины значительно больше, чем при обработке нагнетательной скважины, необходим детальный подбор композиции для каждо­го месторождения, что требует тщательного изучения минерало­гических свойств пород и растворимости в кислотах, создание ком­позиции для каждого месторождения и пласта, для каждого участ­ка месторождения. К большому сожалению, объем исследований в этой области недостаточен.

Учет времени реакции кислотных составов. Обработка нагнетатель­ных скважин производится в динамическом режиме с постоянным проталкиванием продуктов реакции в пласт. В отличие от этого, для добывающей скважины важна операция извлечения продуктов реак­ции, и возникает вопрос — через какое время проводить извлечение? Продолжительность реакции кислотных составов, указанная в пла-

нах работ по КРС, на сегодня составляет 8 ч.

Такая продолжительность реакции приемлема только для случаев установки кислотной ванны из-за ограниченной площади контакта кислоты с поверхностью колонны. При поступлении кислоты в по­ристую среду реакционная площадь контакта "кислота - порода" уве­личивается в десятки тысяч раз и время реакции кислоты снижается до 1—2 ч при существующих пластовых температурах (60—90 °С).

Глинокислотная композиция реагирует с породой в течение не­скольких минут. Ожидание реакции в данном случае принесет только вред из-за возможного выпадения продуктов реакции из раствора при снижении его кислотности.

Учет необходимой глубины проникновения, расчет объемов кислот­ной композиции.

Разработка технологии подразумевает анализ геофизического ма­териала с целью определения глубины проникновения фильтрата бу­рового раствора и необходимой глубины обработки ПЗП пласта.

Только в случае проникновения раствора кислоты за пределы по­врежденной зоны возможна эффективная очистка ПЗП. На данный период времени применяемые объемы кислотной обработки недоста­точны, часто ограничиваются объемом емкости кислотного агрегата (5-6 мЗ).

Расчет объема кислотной композиции необходимо проводить с учетом мощности, пористости и необходимой глубины проникнове­ния. В случае отсутствия информации о глубине повреждения пласта, удельный объем кислотного раствора принимается равным 1,5м³/м.

Необходимость отклонения кислотного состава. Кислотный состав, будучи водным раствором, поступает именно в водонасыщенные про­мытые интервалы пласта, увеличивает их проницаемость, что гаран­тирует увеличение обводненности продукции скважины.

В скважинах, работающих чистой нефтью, но вскрывших неодно­родные пропластки, кислотный состав проникает в пропласток наи­более проницаемый, способствуя быстрому продвижению фронта за­качиваемой воды от нагнетательной скважины именно по этому про-пластку.

Все описанное делает необходимым применение составов для от­клонения кислотных растворов в менее проницаемые, плохо дрени­руемые части пласта.

Необходимо оценить соотношение проницаемостей отдельных пропластков для конкретных месторождений и даже участков, вели­чину общей приемистости и рекомендовать для конкретных случаев

тип отклонителя.

Для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в каче­стве растворителя может выступать растворитель нефрас, для коллек­торов более проницаемых — нефтяная эмульсия. Возможно исполь­зование пенокислотного или полимерно-кислотного состава.

Запрещена обработка кислотным составом скважин, имеющих за-колонный переток. Для скважин с заколонными перетоками обра­ботка кислотой возможна только при условии предварительной за­качки в скважину изолирующего тампона или временно изолирую­щего тампона.

Не стоит проводить простой кислотной обработки и на скважине, находящейся в водонефтяной зоне, по которой произошло подтяги­вание конуса обводненности. В данном случае следует ориентировать­ся на технологию последовательной гидрофобизации из регламента по применению нефтяных растворителей.

Поиск оптимального метода извлечения продуктов реакции. Основ­ные проблемы с эффективностью кислотных обработок начались с момента отмены компрессорного способа освоения скважин. Обра­зовавшийся вакуум в идеологии СКО до сих пор не занят другими равноценными способами извлечения продуктов реакции. Применя­емые на сегодня методы имеют ряд существенных недостатков:

- идеальный способ — использование колтюбинга и разгазирование столба жидкости азотом для инициализации притока в скважину и выноса продуктов реакции. Данный способ хорош всем, но не имеет широкого распространения из-за большой стоимости арен­ды оборудования и большой стоимости азота.

- коэффициент полезного действия метода свабирования крайне низок. За один спуск сваба извлекается 800—1000 л жидкости. Вре­мя на монтаж оборудования, спуск поршня, извлечение заданно­го объема продуктов реакции значительно превышает время реак­ции состава в пласте. Вероятность выпадения из кислотного со­става осадка очень велика.

- использование гидрожелонки также требует значительных затрат времени.

Техническая задача формулируется так: необходимо использова­ние устройства, позволяющего за один спуск-подъем провести закач­ку в пласт химических реагентов и извлечение продуктов реакции не позднее, чем через 2 ч после поступления химии в пласт, при необхо­димости произвести геофизические исследования на той же компо­новке.

В случае невозможности использования специального устройства для извлечения продуктов реакции, следует проводить пенокислот-ные обработки скважин или использовать химически генерируемые пенные системы.