Кислотные обработки пласта

Обрабатывают  скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1-1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту—смесь 3—5%-ной плавиковой кислоты с 10—12%-ной соляной кислотой.

Грязевую кислоту  выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно  очищают от продуктов реакции.

Глава 4. Термохимическая и термокислотная обработки

Термохимическая обработка — процесс воздействия на забой горячей кислотой, при котором нагревание кислотного раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.), осуществляемом в специальном реакционном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорных трубах в пределы интервала, намеченного под обработку.

Термокислотной обработкой принято называть комбинированный процесс, первым этапом которого является термохимическая обработка, а вторым, непрерывно следующим за первым,— обычная кислотная обработка или кислотная обработка под давлением.

Совмещенное действие двух факторов — высокой температуры  и активности кислоты — позволяет  эффективно применять эти процессы на следующих объектах: в скважинах, снизивших производительность за счет отложений парафиновых или асфальто-смолистых веществ на забое и в прифильтровой зоне; с целью удаления этих отложений в скважинах с низкими коллекторскими свойствами пород пласта; с целью формирования максимального количества каналов растворения в заданном интервале, особенно в доломитах и сильно доломитизированных породах; в скважинах, вышедших из бурения, с целью более интенсивного растворения материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность забоя; в нагнетательных скважинах для очистки поверхности фильтрации от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте.

Термохимическая обработка. Реакционный наконечник, в который на поверхности загружается магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы за весь процесс в наконечнике расходовалась активность кислоты на реакцию с магнием равномерно тому, чтобы достичь одинакового нагрева и одинаковой остаточной кислотности всего объема кислоты, запланированного на реакцию с магнием. Это важное, но трудно выполнимое условие.

Сложность заключается в  том, что условия, определяющие процесс  взаимодействия кислоты с магнием, в ходе прокачки ее через наконечник непрерывно изменяются (масса, объем  и реагирующая площадь поверхности магния, объем реагирующей в каждый момент кислоты, отношение объема ее к площади поверхности, температура реакционной среды и т. д.). Все это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим прокачки кислоты через наконечник со стружечным магнием во времени определяется на поверхности на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обработках.

При использовании стержневого  магния режим закачки можно приближенно  рассчитать, если известны: площадь поверхности каждого стержня, ее изменения в ходе прокачки, скорость растворения магния при атмосферном давлении при разных отношениях объемов кислоты к площади поверхности, влияние давления на скорость реакции и др.

Термохимический процесс может совмещаться не только с простыми обработками и обработками под давлением, но, например, и с кислотоструйными. Для этого применяют тот или другой вид наконечника, предназначенного для спуска в скважину при 200-мм обсадной колонне. В отверстиях наружной трубы наконечника нарезается резьба, и в них ввинчиваются сопла с каналом профиля сжатой струи. Для предупреждения засорения каналов предусматривается специальный патрубок, в котором размещается фильтр, обернутый латунной сеткой с отверстиями диаметром 2-3 мм.

Поинтервальные или ступенчатые  обработки. При одновременной обработке пласта большой мощности, нескольких пластов или пропластков вследствие избирательного проникновения кислоты в наиболее проницаемые интервалы большая часть из общей мощности продуктивных пород останется фактически не обработанной или в очень малой мере затронутой обработкой.

Для охвата всей мощности продуктивных пород воздействием кислоты необходимо принудительно  задавливать кислотный раствор  в ограниченные по мощности интервалы пласта или в отдельные его пропластки. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации принудительно-направленной обработке подвергается следующий интервал или пропласток и т. д., пока вся мощность пласта или все пропластки не будут охвачены обработкой.

Поинтервальным обработкам могут подвергаться нефтяные, газовые и нагнетательные скважины с открытым забоем, так и закрепленные обсадной колонной. Проводить их целесообразнее в начальный период эксплуатации скважин или после выхода их из бурения.

При неравноразмерной конструкции скважины с открытым стволом, т. е. когда диаметр открытого ствола значительно больше диаметра обсадной колонны, спущенной и зацементированной после бурения всей скважины, обособление отдельных интервалов и более сложно, и менее надежно. Здесь можно применить установку герметичного цементного моста из кислоторастворимого цемента, заливку вязкой водонефтяной эмульсии и др.

Кислотные обработки  скважин с терригенными коллекторами (песчаники, алевролиты и др.).

При планировании кислотных обработок скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, необходимо учитывать следующие особенности.

1) Если в карбонатных  породах кислота формирует каналы  растворения, проникающие в пласты  на различную глубину, то в  песчаниках (в пределах отдельного элементу разреза пласта, не загрязненного какими-либо материалами) она проникает радиально от фильтрующей поверхности, образуя круговой или близкий к нему контур проникновения. При этом породы по глубине радиального проникновения подвержены сильному изменению по вертикали в связи с их неоднородностью по коллекторским свойствам. В горизонтальном же направлении, в пределах тех небольших расстояний, на которые планируется задавливание кислоты в пласт, в незагрязненном пласте мы можем рассматривать породы как однородные для различных по мощности элементов разреза. Это важная особенность песчаных коллекторов, позволяющая расчетным путем устанавливать такие основные параметры технологии, как необходимые объемы кислотных растворов и их концентрацию, если известны данные о распределении пористости и проницаемости пород, степени карбонизации их и пр. по разрезу пласта.

2). Если в  карбонатных пластах кислота  в процессе задавливания в  пласт и во время выдерживания  ее на реагировании все время  находится в контакте с неограниченным количеством карбонатной породы и поэтому полностью нейтрализуется, то при обработке терригенных коллекторов с более или менее равномерно рассеянными частицами карбонатов головная часть кислоты полностью их растворяет и, продвигаясь вглубь, полностью нейтрализуется. Хвостовая же часть кислоты поступает уже в зону, полностью освобожденную от карбонатов головной частью кислоты. Поэтому после прекращения задавливапия кислоты в приствольной части пород создается зона кислоты с полностью сохранившейся начальной концентрацией НС1. И чем меньше степень карбонизации песчаников, тем больше раствора останется в форме неизрасходованной кислоты.

Глава 5. Технология обработок глинокислотой

Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой.

Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий  силикатный материал — аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный  объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3—0,4 м³ кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75—1,0 м³ на 1 м мощности.

Средний оптимальный  состав рабочего кислотного раствора: НС1 — 8,0%; HF — 4,0%. Не следует снижать концентрацию HF ниже 3,0% для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Равным образом для песчаников с большим содержанием глин и других алюмосиликатов в качестве верхнего предела можно принять: содержание НС1 —10,0%; содержание HF-5,0%.

Во избежание  смешивания в пограничной зоне нейтрализованной соляной кислоты с плавиковой можно первого раствора брать  несколько больше (на 0,1 —1,0 м³) по сравнению с табличными данными. Составы первого и второго растворов рекомендуются те же, что и для соответствующих растворов при обработках одной соляной кислотой (первый раствор) и при обработках одной глинокислотой (второй раствор), описанных выше.

Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины.

На практике применяется совмещение кислотных  обработок со следующими процессами:

а) с гидравлическим разрывом пласта;

б) с применением забойного гндровпбратора (ГВЗ-108), разработанного МИНХ и ГП;

в) с предварительным свабированием и гидросвабированием;

г) с предварительным электропрогревом пласта.

Глава 6. Ингибиторы коррозии

Под ингибиторами коррозии понимаются - специальные  реагенты, добавление которых в небольших количествах сильно снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла наземного оборудования - емкости хранения кислот и их растворов, передвижные емкости всех видов, насосные агрегаты, линии обвязки и прочее оборудование, а также металла подземного обустройства скважин - подъемная колонна насосно-компрессорных труб, эксплуатационная (обсадная) колонна, фильтры и проч.

Ингибирование кислотных (рабочих) растворов является совершенно обязательной операцией  для каждой кислотной обработки, а игнорирование этого требования должно рассматриваться как грубое нарушение технологии.

В качестве ингибиторов  применяются следующие реагенты.

Ингибитор катапин-А (алкилбензилпири-динийхлорид). Этот реагент считается одним из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали. При дозировке его в количестве 0,1% от общего количества рабочего кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 55—65 раз. Даже при такой незначительной добавке, как 0,025% от количества раствора или 0,25 кг катапина на 1 м³ 10%-ной кислоты, коррозионная активность последней снижается в 45 раз.

Катапин-А хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты  в поровом пространстве пласта за счет реагирования ее с карбонатной породой каких-либо осадков не образуется. Реагенты катапин-К и катамин-А также можно применять при обработке пластов с обычными температурами (20—40° С), так как их защитные свойства превышают таковые реагентов ПБ-5, уротропина и формалина.Однако они как ингибиторы уступают катапину-А, поэтому средние дозировки рекомендуются следующие (в %): катапин-А— 0,05; катапин-К — 0,10; катамин-А — 0,20.

Реагенты катапин-А и катамин-А являются хорошими катионоактивными ПАВ.

Ингибитор марвелан-К(О) представляет собой четвертичную аммонийную соль 1-ок-сиэтил-1-метил-2-гептадецинил-имидазолина. Поставляется из ГДР. Как ингибитор значительно уступает катапину-А. Активность его как ингибитора отличается тем, что при изменении дозировки от 0,05 до 0,5% коррозионная активность снижается, соответственно, в 13,5 и 16,7 раза, т. е. относительно мало зависит от изменения дозировки в 10 раз. При дозировке в 0,05% марвелан-К(О) близок по активности к реагенту ПБ-5, но при более высоких дозировках уступает ему. Рекомендуется средняя дозировка марвелана-К(О) —0,1%. Этот ингибитор является высокоактивным катионоактивным ПАВ.

Ингибитор И-1-А. Реагент предложен группой авторов под общим руководством проф. С. А. Балезина (Государственный педагогический институт им. В. И. Ленина). Наибольшей активностью этот реагент обладает в композиции с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А+ 0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора ( + 20° С) снижается в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А + 0,8% уротропина — в 55 раз.

Для более высоких температур надежного реагента-ингибитора коррозии на сегодня пока нет.

Ингибитор В-2 — реагент, выпускаемый Волгоградским химкомбинатом. Защитные свойства его определяются следующими показателями технических условий завода-изготовителя.

Скорость растворения стали (Ст. 3, Ст. 20) при 20° С за 24 ч при дозировке В-2 0,25—1,0%, составляет:

а) в технической  соляной кислоте по ГОСТ 857—57 —не  выше 0,15;