Эффективность кислотной обработки скважин

Обновлено: 07.07.2024

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)

Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

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

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

- в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе

-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,

- подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

-промывку пеной или раствором ПАВ;

- гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

- циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

- многоцикловую очистку с применением пенных систем;

- воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

- ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

- воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

- для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);

- для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.

Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.

При первичной обработке используют 0,3 - 0,4 м 3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Кислотная обработка скважин: технологии и оборудование

Кислотная обработка скважин – одна из технологий, применяющаяся при освоении скважин и их эксплуатации. Основной ее целью является очистка забоя для интенсификации притока пластового флюида. Различают несколько модификаций данной технологии, в зависимости от режима воздействия на пласт и геологических условий.

Назначение и принцип

Кислотная обработка применяется при бурении, эксплуатации и обслуживании объектов добычи нефти для решения следующих задач:

обработка призабойной зоны в период освоения скважины (для притока пластового флюида после окончания ее строительства);
интенсификация (повышение дебита);
очистка фильтра и забоя от загрязнений, скапливающихся в процессе эксплуатации, после закачки воды или ремонта скважины;
устранение отложений в обсадных колоннах и другом подземном оборудовании.

Кислоты, закачиваемые в скважину, растворяют кальцийсодержащие породы (известняк, доломит и другие), а также частицы цементирующих составов, которые остаются на забое после цементирования затрубного пространства.

Типы обработки

В практике эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти выделяют следующие виды кислотной обработки:

матричная (закачка реагента под давлением, значение которого меньше гидроразрыва пласта);
кислотные ванны внутрипластовые (простая обработка);
под большим давлением (кислотный гидроразрыв, при этом происходит трещинообразование);
поинтервальное воздействие;
термокислотная обработка.

Последний вид технологии применяется в тех ситуациях, когда поры коллектора в призабойной зоне забиты отложениями парафина, смолами и высокомолекулярными углеводородами.

Кислотные ванны скважин в основном проводят в следующих случаях:

первичное освоение (ввод скважин в эксплуатацию);
очистка необсаженных фильтров;
очистка фильтра, перекрытого обсадными трубами, от кислоторастворимых материалов.

Виды реагентов

Базовыми веществами, применяемыми при кислотной обработке скважин, служат соляная HCl и плавиковая HF кислоты, а также их смесь (глинокислота). Реже используют другие кислоты:

уксусная;
сульфаминовая;
муравьиная;
серная;
смеси органических кислот.

Если геологическая формация находится в условиях высокой температуры, то в пласт закачивают уксусную или муравьиную кислоту. Применение сульфаминовой кислоты обосновано в тех случаях, когда коллекторы состоят из сульфат- и железосодержащих карбонатных пород, так как их реагирование с соляной кислотой приводит к выпадению гипса или безводного сернокислого кальция.

Рабочий раствор реагента приготавливают на промысловых кислотных базах и перевозят в авто- или железнодорожных цистернах, окрашенных внутри стойкой эмалью, с резиновым или эбонитовым покрытием.

Кислотная обработка проводится не только в нефтяных скважинах, но и в водонагнетательных (для поддержания пластового давления), а также в артезианских. Работа в абиссинских колодцах, на малой глубине, может проводиться желонкой для чистки скважин.

Основные параметры

На выбор состава реагента влияют следующие факторы:

Трещиноватость породы. При высоком значении этого показателя целесообразно применение загущенных кислот и пен. Это способствует повышению охвата пласта. Для загущения в кислоту вводят карбокилметилцеллюлозу (КМЦ).
Загрязненность забоя скважины минеральными взвесями и низкая проницаемость пористого коллектора. В этом случае для улучшения проникновения реагента предпочтительнее газированные кислоты, у которых снижено поверхностное натяжение на границе с горной породой. Для аэрации жидкости используют воздух, азот, углекислый газ.
Минеральный состав пород. Пласты, состоящие из песка, песчаников и алевролитов, обрабатывают глинокислотой.
Температура на забое. Так, применение сульфаминовой кислоты ограничено тем, что при нагреве до 80 °С она разлагается водой на 43%. При температуре свыше 115 °С на забое закачивают концентрированную соляную кислоту.

Необходимый объем кислоты рассчитывается по формуле и зависит от следующих факторов:

толщина интервала пласта, подвергающегося кислотному воздействию;
пористость пород;
глубина обработки;
радиус скважины.

Максимальное давление закачки определяется следующими критериями:

цели и метод обработки;
прочность эксплуатационной колонны;
толщина перемычки между рабочим и соседним интервалом пласта.

Продолжительность выдержки кислоты определяется опытным путем – с помощью замера ее концентрации в растворе, вытесненном на устье скважины через насосно-компрессорные трубы. Среднее значение этого параметра находится в пределах 16-24 ч.

Добавки

В чистом виде кислоты используются редко. В качестве присадок к ним в нефтедобывающей промышленности применяют следующие вещества:

ингибиторы коррозии – для предупреждения разрушения обсадных, насосно-компрессорных труб и другого оборудования;
комплексообразующие соединения, которые предотвращают образование геля или гидроксида железа, забивающих поры коллектора;
азотнокислый калий для обработки ангидритов (сульфатов);
стабилизаторы для сохранения в растворенном состоянии продуктов реакции;
лимонная или уксусная кислота для обработки железосодержащих карбонатных пород;
поверхностно-активные вещества, или интенсификаторы (ОП-10, ОП-7 и другие) для улучшения смачиваемости пород и облегчения удаления продуктов реакции с забоя.

Соляная кислота

При кислотной обработке скважин с использованием HCl ее оптимальная концентрация составляет 10-16%. Более насыщенные растворы не применяют по следующим причинам:

снижение скорости растворения;
увеличение коррозионной активности;
рост эмульгирующей способности;
повышение выпадения в осадок солей при смешивании с минерализованной пластовой водой.

При обработке сульфатсодержащих пород в состав рабочей жидкости вводят присадки из поваренной соли, сульфатов калия или магния, хлористого кальция. Последнее вещество также служит в качестве замедлителя нейтрализации кислоты при повышенных температурах на забое скважины.

Плавиковая кислота

Плавиковая кислота относится к сильнодействующим и применяется для растворения следующих материалов:

силикатные соединения в пластах терригенного характера;
глинистый или цементный раствор, поглощенный при бурении или ремонте скважины;
цементная корка на забое.

В качестве заменителя этого реагента используют также фторид-бифторид аммония, расход которого в 1,5 раза меньше.

Простая солянокислотная обработка

Простые обработки производятся с помощью одной насосной установки. Перед закачкой кислоты проводят промывку скважины водой для предварительного удаления частиц шлама и других загрязнений. Если на забое и в насосно-компрессорных трубах (НКТ) имеются отложения парафина или смол, то в качестве промывочной жидкости используют органические растворители – керосин, сжиженную пропан-бутановую фракцию и другие. Обработку на истощенных месторождениях можно производить с помощью желонки для чистки скважины.

Предварительные мероприятия включают также следующие операции:

монтирование агрегата для подземного ремонта у устья скважины;
извлечение скважинного оборудования (для эксплуатирующихся скважин);
спуск НКТ к нижним перфорационным отверстиям обрабатываемого интервала:
оборудование устья скважины арматурой для обвязки труб и обратного клапана;
обвязка насосной установки с НКТ, кислотовозом, автоцистернами с продавочной жидкостью;
гидроиспытание нагнетательных трубопроводов под давлением, в 1,5 раза превосходящим рабочее.

Далее в скважину закачивают кислоту в объеме, равном полости НКТ, после чего закрывают затрубную задвижку. Затем нагнетают остаток реагента и продавочную жидкость. В качестве последней на эксплуатационных скважинах используют сырую дегазированную нефть. Как выглядит процесс кислотной обработки, можно узнать из рисунка ниже.

После закачки полного объема закрывают буферную задвижку, отсоединяют насос и другое оборудование. Кислота остается в скважине в течение необходимого времени для растворения, после чего насосом извлекают продукты химической реакции путем обратной промывки.

Поинтервальная технология

При вскрытии нефтегазоносного пласта, имеющего слои с разной проницаемостью, простая кислотная обработка скважин приводит к тому, что она воздействует только на самую проницаемую прослойку. В таких случаях целесообразно применение поинтервальной технологии.

Для изолирования каждого слоя в скважину устанавливают 2 пакера. Перетекание раствора кислоты по затрубному пространству предотвращается при помощи его цементирования. После обработки выделенного участка пласта переходят к следующему.

Кислотный гидроразрыв и термокислотное воздействие

Кислотная обработка скважин под высоким давлением проводится при эксплуатации и освоении пластов с неоднородной проницаемостью. Простые кислотные ванны в таких случаях неэффективны, потому что кислота «уходит» в хорошо проницаемые слои, а другие участки остаются неохваченными.

Перед закачкой реагента делают изоляцию прослоек с высокой проницаемостью при помощи пакеров (аналогично предыдущей технологии). Подготовительные мероприятия проводят по схеме простой кислотной обработки скважин. Обсадную колонну защищают установкой пакера с якорем на НКТ.

В качестве рабочего реагента используют эмульсию, приготовленную из раствора соляной кислоты и нефти. Как выглядит компоновка агрегата "Азинмаш-30А" для нагнетания кислоты в пласт, показано на рисунке ниже.

Данный агрегат снабжен трехплунжерными горизонтальными насосами высокого давления. Иногда для проведения обработки используется 2 насосные установки. В нефтяной промышленности выпускают и другие агрегаты – УНЦ-125х35К, АНЦ-32/50, СИН-32, изготавливаемые на шасси КрАЗ или УРАЛ. Типичная компоновка установок включает колесное шасси повышенной проходимости, монтажную платформу, на которой устанавливается основное технологическое оборудование, высоконапорные насосы, цистерну для транспортировки и подачи реагента, кислотоустойчивый манифольд, состоящий из напорного и приемного трубопроводов.

При термокислотном воздействии в скважину спускают реакционные наконечники. Их внутренняя полость заполнена магнием в виде стружки или гранул, а наружная поверхность имеет перфорированные отверстия. При воздействии кислоты на магний выделяется большое количество тепловой энергии.

Защита оборудования от коррозии

Реагенты, применяемые при кислотной обработке скважин, являются коррозионно-активными средами по отношению к металлам. Скорость коррозии деталей, изготовленных из стали Ст3 при температуре 20 °С и концентрации HCl 10%, составляет 7 г/(м 2 ∙ч), а для смеси 10% HCl и 5% HF – 43 г/(м 2 ∙ч). Поэтому для защиты металла оборудования используют ингибиторы:

формалин;
катапин;
уротропин;
ингибитор И-1-А;
уникол и другие.

Техника безопасности при кислотных обработках скважин

При проведении кислотного воздействия на пласт используются токсичные и огнеопасные вещества. В случае их утечки или разлива может быть нанесен большой урон окружающей среде.

Предварительно разрабатывается план проведения кислотной обработки, который утверждается главным инженером НГДУ. Работы производятся по наряду-допуску и технологическому регламенту. В качестве мер безопасности применяются следующие:

Остатки химреагентов и промывочных жидкостей собирают в специальные емкости для последующей утилизации.
Контроль концентрации паров кислоты производится с помощью газоанализатора.
Насосную технику и цистерны устанавливают на расстоянии не меньше 10 м от устья скважины, кабины автомобилей располагают в обратную сторону.
Во время нагнетания кислот возле агрегатов остаются только те работники, деятельность которых непосредственно связана с обслуживанием техники; все остальные лица удаляются на безопасное расстояние.
Запрещается проведение работ при сильном ветре, тумане и в темное время суток.
До сброса давления в системе не производят ремонтно-монтажные работы на трубопроводах и технологическом оборудовании.
Для защиты от влияния кислот используют средства индивидуальной защиты – специальную одежду (резиновые фартуки, сапоги), резиновые перчатки, очки, маски, противогазы.

На промысле также должен быть аварийный запас спецодежды и химических веществ для нейтрализации кислот (известь, мел, хлорамин и другие). Весь рабочий и инженерный персонал обязан проходить периодическое обучение и аттестацию на знание правил техники безопасности согласно графику, утвержденному руководителем предприятия.

Соляно - кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок:
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.
При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:
Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.
Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.
Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.

После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Читайте также: