Глинокислотная и солянокислотная обработка пласта

В процессе бурения, освоения и эксплуатации нефтяных скважин происходят изменения в призабойной зоне пласта, приводящие к снижению продуктивности, уменьшению действующей мощности пласта, неравномерности выработки запасов, сокращению периода фонтанной эксплуатации, снижению технико-экономических показателей механизированных способов добычи нефти. Основными геолого-техническими мероприятиями, направленными на восстановление и улучшение добывных возможностей скважин, являются методы воздействия на призабойную зону пласта, среди которых доминирующее положение занимают кислотные обработки. Широкое распространение они получили из-за простоты проведения технологии воздействия, низких эксплуатационных затрат на проведение работ, доступности и низкой стоимости. Эффективность проводимых кислотных обработок, в среднем, не превышает 50% и объясняется это, прежде всего тем, что при их проведении не учитываются особенности пород-коллекторов месторождений Западной Сибири, а именно высокая водоудерживайщая способность, глинистость, существенно развитая удельная поверхность перового пространства, высокая дисперсность глинистого материала, низкое содержание карбонатного материала.

B настоящее время в отечественной и зарубежной практике разработаны и нашли широкое применение различные варианты обработок, основанные на использовании соляной и глино-кислоты. Основные направления в совершенствовании технологии кислотных обработок скважин были сосредоточены на достижении увеличения проникающей способности составов, замедлении скорости реакции кислоты с горной породой и снижении ее коррозионной активности, предупреждении процессов вторичного осадкообразования.

Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения в значительной степени за­висит от того, насколько применяемый метод учитывает геолого-фи­зические особенности месторождений.

 

2.2 Обработка призабойной зоны пласта с использованием глинокислотной композиции с добавкой борной кислоты или ее солей.

 

 

Для условий минералогического состава пород коллекторов месторождений Главтюменнефгегаза наиболее предпочтительным является использование глинокислотных обработок (смесь соляной и плавиковой кислот), развитие которых сдерживается отсутствием надежных технологических решений, позволяющих предотвратить процессы вторичного осадкообразования (образование нерастворимых фторидов щелочноземельных металлов, гелей кремниевой кислоты), которые сопутствуют процессу глинокислотной обработки. Существующие процессы трудоемки и не обеспечивают рациональное использование ресурсов. Так, например, технологическая схема глинокислотных обработок про­водится в два этапа. На первом с целью удаления карбонатного материала, осуществляется солянокислотная обработка. Скважина осваивается для удаления продуктов реакции из призабойной зоны и только после этого осуществляется собственно глинокислотная обработка. В силу этих сложностей технология глинокислотных обработок, обладающая гораздо более высокими потенциальными возможностями по отношению к солянокислотным обработкам, не нашла широкого повсеместного внедрения.

Повышение эффективности глинокислотных обработок может быть достигнуто за счет применения глинокислотной композиции с добавкой борной кислоты или ее солей. Борная кислота используется в качестве комплексообразующего агента, связывающего ионы фтора в комплексное соединение, характеризующееся низкой константой диссоциации, позволяет поддерживать концентрацию свободных ионов фтора в растворе на постоянном низком уровне. Применение такой композиции, во-первых, предотвращает образование нерастворимых фторидов кальция следовательно, отпадает необходимость предварительной солянокислотной обработки для растворения и удаления карбонатов щелочноземельных металлов; во-вторых, замедляет скорость реакции с породой при сохранении высокого уровня конечной растворимости, что увеличивает глубину обрабатываемой зоны за счет доставки активного раствора на большее расстояние от ствола скважины.

Разработанная в СибНИИНП технология глинокислотных обработок добавками борной кислоты или ее солей позволит исключить или существенно снизить перечисленные выше негативные моменты, в результате чего использование

 

 

глинокислотных композиций по уровню технологичности будет совпадать с солянокислотными обработками, по эффективности и возможным областям применения существенно превысит их, что и создает предпосылки для широкого использования глинокислотных обработок.

 

2.3 Проведение кислотной обработки с добавками борной кислоты и ее солей.

При проведении технологии кислотной обработки призабойной зоны пласта с добавками борной кислоты и ее солей необходимо использовать серийно выпускаемое оборудование, агрегаты, машины, механизмы и устройства, применяемые при капитальном ремонте скваи обработках призабойной зоны пласта.

Автоцистерны и агрегаты, предназначенные для внутрипромысловой транспортировки и работы с композициями для ОПЗ, должны быть дополнительно оборудованы искрогасителями и заземлены.

Основными компонентами глинокислотного раствора являются:

10-12% товарной соляной кислоты, 1,5% фтористоводородной кислоты, 1,5% борной кислоты, 30% ацетона и 57-55% воды.

Приготовление глинокислотного раствора осуществляется как на растворном узле, так и непосредственно перед обработкой на кусте скважин.

Водный и ацетоновый кислотный состав для глинокислотной обработки призабойной зоны пласта из расчета на 1 м³ раствора готовится смешением компонентов в следующем порядке: в емкость набирают расчетное количество воды, добавляется фтористоводородная и борная кислоты, после чего при­ливается ацетон и техническая соляная кислота.

Объем кислотного раствора, необходимого для проведения воздействия, определяется из значений радиуса ухудшенной проницаемости и фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Объем раствора находится в пределах 0.5 - 0.7 м₃ на 1 метр эффективной перфорированной толщины пласта.

 

Работы по закачке составов в пласт проводятся следующим образом:

 

- при открытом затрубном пространстве закачать в НКТ расчетное количество реагента и довести его до башмака НКТ продавочной жидкостью. Скорость закачки реагента при этом должна быть минимальной;

 

- закрыть затрубное пространство и закачать реагент в пласт.

 

Скорость продавки раствора соляной кислоты в пласт должна быть максимально возможной. Давление на устье не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны.

 

После окончания продавки скважину, не оставляя на реагирование, освоить одним из известных способов (компрессированием, методом многократных депрессий) на минимальных депрессиях. Во избежание снижения эффекта от воздействия на призабойную зону пласта, перед проведением обработки необходимо провести работу по откачке столба жидкости из ствола скважины

 

 

 

2.4 Солянокислотная обработка

 

Солянокислотная обработка (СКО) нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия бла­гоприятных условий для ее применения и высокой эффектив­ности. Она используется для обработки карбонатных коллекто­ров и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента и т. д.

Солянокислотная обработка основана на способности соля­ной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный це­мент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый каль­ций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жид­кости). Основные реакции при воздействии соответственно на известняк и доломит следующие:

 

СаСОз + 2НС1 = CaCI₂ + Н₂О + СО₂;

 

CaMg (СО₃)₂ + 4НС1 = СаСl₂ + MgCl₂ + ЗН₂О + 2СО₂.

 

Солянокислотный раствор представляет собой смесь сле­дующих реагентов и материалов:

 

- соляной кислоты, выпускаемой промышленностью в трех ви­дах—синтетическая техническая, техническая и из абгазов ор­ганических производств соответственно с концентрацией не ме­нее 31; 27,5 и 24,5 %;

 

- ингибитора коррозии—вещества, снижающего коррозион­ное разрушение оборудования (катапин-А, катапин-К, катамин-А, марвелан-К(0), И-1-А, В-2, уротропин технический, формалин) и добавляемого в пределах 0,05—0,8 % от количества кислотного раствора;

 

- интенсификатора—ПАВ для повышения эффективности СКО в результате улучшения выноса продуктов реакции и рас­ширения профиля воздействия (катапин-А, катамин-А, марвелан-К(0), ОП-10, ОП-7, 44-11), добавляемого в пределах 0,1— 0,3 % от количества кислотного раствора;

 

- стабилизатора для предупреждения выпадания осадков окисных соединений железа, алюминия, геля кремневой кис­лоты (уксусная кислота, лимонная кислота, плавиковая или фтористоводородная кислота), добавляемого в пределах 0,8— 2 % от количества кислотного раствора.

Перед обработкой в солянокислотный раствор для нейтра­лизации серной кислоты добавляют также хлористый барий. После реакции в емкости образуется осадок сернокислого бария.

Для обработки терригенных коллекторов и увеличения ак­тивности воздействия на силикатные породы и материалы (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты, кварц) исполь­зуют смесь 12 %-ного раствора соляной кислоты и 3—5%-ного раствора плавиковой (HF) кислоты и называют ее грязевой кислотой или глинокислотой.

Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимо­сти от химического состава пород, типа коллектора и темпера­туры. Повышенные температуры пластов (более 60 °С) обуслов­ливают высокие скорости реакции кислот с породой и метал­лом оборудования, требуют более тщательного ингибирования кислоты и применения составов с замедленными сроками ней­трализации. Тип коллектора определяет необходимую прони­кающую способность кислотного раствора, от которой зависит охват воздействием по простиранию и толщине пластов, проникновение его в мелкие поры и микротрещины. Замедление скорости нейтрализации кислоты и как следствие увеличение глубины обработки пластов достигается применением кислот­ных эмульсий, пен, добавкой хлористого кальция, органических (уксусной и лимонной) кислот, ингибитора В-2 и др.

По технологии проведения СКО различают: а) кислотные ванны (без закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола скважины); б) обычные (простые) СКО (с закачкой кислоты в пласт); в) СКО под давлением (с интенсивной закачкой кис­лоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) поинтервальные (ступенчатые) обработки (с регулированием места входа кислоты в пласт).

Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым за­боем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят методом промывки (прокачки). Применяется раствор повы­шенной концентрации (15—20%). Время выдержки составляет 16—24 ч.

 

 

Простые кислотные обработки наиболее распространены. Сначала на скважине осуществляют обычные подготовительные операции: промывку забойных пробок, удаление парафинистых и смолистых отложений тепловой обработкой или промывкой растворителями (керосином, газоконденсатом, пропан-бутановыми или бутилбензольными фракциями, «бензиновой головкой» по ТУ 352-53, бензолом). Кислотный раствор закачивают в НКТ одним насосным агрегатом при давлении до 6—8 МПа и от­крытом затрубном пространстве. В момент подхода кислотного раствора к башмаку НКТ затрубное пространство перекрывают и без остановки продолжают закачку кислотного раствора в пласт и продавочной жидкости. Принимают 0,4—1,5 м³ 8— 15%-ного раствора соляной кислоты из расчета на 1 м эффек­тивной толщины пласта. При повторных (серийных) обработ­ках объем раствора увеличивают на 20—50%.

После задавки кислоты в пласт немедленно приступают к ос­воению скважины, чтобы предотвратить возможные выпаде­ния осадков, поскольку кислота нейтрализуется быстро (до 1—2 ч).

Для задавки активного солянокислотного раствора в пласт создают давление на устье до 20—30 МПа закачкой несколь­кими насосными агрегатами. Как и при ГРП, устанавливают пакер с якорем.

Регулирование места ввода кислоты в пласт можно обеспе­чить применением одного или двух пакеров, созданием на за­бое столба тяжелой или высоковязкой жидкости, закачкой в пласт вязкопластичных или вязкоупругих жидкостей, запол­нением трещин водо- или нефтерастворимыми зернистыми ма­териалами (гранулированными магнием, полимером, высоко­окисленным битумом, рубраксом).