Основы нефтегазового дела

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость  пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами-

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил,  глина,  окислы  железа  и т. п.).

Проницаемость пород призабойной  зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости  пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия  на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие  вещества.

Механические методы обработки  применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия  применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются  для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для  нефти.

 

Солянокислотная  обработка забоев  скважин

Солянокислотная обработка  забоев скважин основана на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. В результате реакции образуются хорошо растворимые в воде хлористый кальций или хлористый магний и углекислый газ. Эти продукты легко удаляются из пласта на поверхность.

Соляная кислота, проникая по трещинам в глубь пласта, реагирует с породой и создает сеть расширенных каналов, простирающихся на значительное расстояние от ствола скважин. Такая сеть каналов увеличивает фильтрующую способность пласта, что приводит  к  повышению  продуктивности  скважин.

Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами, например серной кислотой, нельзя, так как при этом в результате реакции образуются не растворимые в воде соли, осаждающиеся на забое скважины  и  закупоривающие  поры.

Эффективность солянокислотных  обработок зависит от многих причин: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера породы и т. п.

Многолетней практикой  выработаны определенные нормативы по каждому из этих показателей для различных геологических условий в скважине. Наиболее пригодным для обработок является 8—15%-ный раствор соляной кислоты, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Применение кислоты с большей концентрацией недопустимо, так как при прокачке в скважину концентрированная кислота очень быстро вступает в реакцию с металлической арматурой скважины и в короткий срок разрушает ее. Кроме того, концентрированная кислота, вступая в реакцию с известняком и доломитом, частично растворяет гипс, который легко выпадает из раствора в осадок, закупоривая поры пласта. Применение же кислотного раствора слабой концентрации требует нагнетания большого количества ее, что может осложнить обратное извлечение продуктов реакции.

Количество кислоты  для обработки скважины выбирают в зависимости от мощности пласта, намеченного к обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость), числа предыдущих обработок.  В  среднем берут от 0,4 до 1,5 м³ раствора кислоты на 1 л обрабатываемого интервала. Наименьшие объемы раствора кислоты в 0,4—0,6 м³ на 1 м мощности пласта применяют для скважин с малопроницаемыми коллекторами и с малыми начальными дебитами. Малый объем кислотного раствора для скважин с такими коллекторами может быть частично компенсирован применением повышенной концентрации раствора. Для скважин с более высокой проницаемостью пород, со средним пластовым давлением для первичной обработки назначают несколько большие объемы кислотного раствора — в пределах 0,8—1,0 м³ на 1 м мощности обрабатываемого интервала. Наконец, для скважин с высокими начальными дебитами, с породами большой проницаемости принимают объем кислотного раствора 1,0—1,5 м³ на 1 м мощности пласта.

При повторных обработках во всех случаях увеличивают объем кислотного раствора на 20—40% по сравнению с предыдущей обработкой.

Для предохранения металлических  емкостей, насосов и трубопроводов от разрушающего действия соляной кислоты к ней добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозионное действие кислоты на металл.

Защитное действие ингибиторов  заключается в том, что вследствие адсорбции их молекул и ионов или коллоидальных частиц на катодных участках металла образуется положительно заряженный слой, препятствующий соприкосновению молекул водорода с металлом и разряду иона водорода электролита, поэтому растворения железа кислотой не происходит.

Широкое распространение  в качестве ингибитора нашел формалин, представляющий собой 40%-ный раствор формальдегида в воде. Формалин добавляют в количестве около 6 кг на 1 м³ раствора соляной кислоты.

При перевозке и хранении больших количеств соляной кислоты в металлических емкостях обычно в качестве ингибитора применяют различные униколы — продукты отхода лесохимической промышленности. Кроме формалина и уникода для ингибирования кислотного раствора при закачке его в скважины применяются также препараты ДС (детергент советский), представляющие собой соли сульфокислот, получаемые из керосино-газойлевых фракций при переработке нефти. Препарат ДС является не только ингибитором, но и активным замедлителем реакции между породой и кислотой. Добавка реагента ДС снижает скорость реакции кислоты с известняком в 2—4 раза, что способствует ее глубокому проникновению в пласт при обработке скважин. Расход реагента ДС для соляно-кислотных обработок составляет 1—1,5% на объем закачиваемого в  скважину  раствора  кислоты.

Продукты взаимодействия кислоты с породой в процессе освоения скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого в  кислоту   при   ее   подготовке  добавляют  вещества,  называемые интенсификаторами. Они представляют собой поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, поверхностно-активные вещества облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания для нефти, что способствует лучшему  удалению  продуктов   реакции  из  пласта.

В качестве интенсификаторов применяют  нейтрализованный черный контакт (НЧК), сульфонол, препараты ДС и другие поверхностно-активные вещества.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработках скважин могут выпадать из раствора в виде хлепьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяются стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота. В зависимости от содержания в соляной кислоте окислов железа добавка уксусной кислоты должна составлять 0,8— 1,6% объема разведенной соляной кислоты.

Солянокислотный раствор  приготовляют или на центральной кислотной базе, или же непосредственно у обрабатываемой скважины. Для приготовления раствора необходимо рассчитать, какое количество воды и кислоты требуется смешать, чтобы получить раствор заданных концентрации и объема. При таких расчетах за стандартную принимается 27%-ная концентрация соляной кислоты в воде).

Процесс солянокислотной  обработки забоя скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое. Порядок проведения работ при этом следующий. Проверяют забой скважины и очищают его от грязи; до обрабатываемого интервала спускают промывочные трубы, в качестве которых применяют обычные насосно-компрессорные трубы. У устья скважины устанавливают необходимое для обработки оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. При закачке раствора кислоты самотеком  оборудование  не   опрессовывают.

Применяют также серийную солянокислотную  обработку, заключающуюся в том, что скважину последовательно 3—4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5—10 дней. Серийная обработка дает хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Эффект, получаемый от солянокислотной  обработки, определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки, а также суммарным количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после обработки.

Кислотную обработку газовой  скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом газовый фонтан глушат нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется также метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Тогда после закачки кислоты в скважину ее продавливают в пласт воздухом или газом при помощи компрессора.

 

Обработка скважин  грязевой кислотой

Грязевыми кислотами, или глинокислотами, называют смесь соляной кислоты НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) кислоты Н F.

Грязевую кислоту применяют  для увеличения проницаемости призабойных зон скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления  глинистой  корки  со  стенок  скважины.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующей последовательности. Вначале в скважине против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. При наличии на стенках колонны цементной корки в соляную кислоту добавляют 1—1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Далее 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 поровых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту — смесь 3—6% -ной плавиковой  кислоты  с  10—12%-ной  соляной   кислотой.

В результате действия грязевой кислоты растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойства коллоидного раствора; все это способствует очистке порового пространства призабойной зоны  скважины.

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

 

Термокислотная  обработка  скважин

В скважинах, где возможно запарафинивание забоя отлагающимся парафином или смолами, кислотная обработка будет более эффективной, если забой скважины предварительно подогреть и тем самым расплавить парафин. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки делают термокислотную  обработку.

Термокислотная обработка  заключается в том, что на забой скважины опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает в химическую реакцию с ней, сопровождающуюся большим выделением тепла. В качестве таких веществ применяют каустическую соду, магний или какие-либо другие металлы. После опускания этих веществ на забой приступают к прокачке  кислоты  обычными  способами.

Особо активным материалом, выделяющим при реакции с кислотой большое количество тепла, является металлический магний.Магний может применяться в чистом виде или в виде сплавов его с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называются электронами.

Магний и электрон можно  применять или в виде стружек-отходов, или в виде прутков. Более удобными для термокислотных обработок являются магниевые прутки диаметром 2—4 см, длиной до 60 см.

Для загрузки прутков магния применяются специальные реакционные наконечники, которые на насосных трубах опускают в скважину. После проведения всех подготовительных работ в трубы подкачивают нефть при максимальной производительности насосов. Тотчас за нефтью без всякого перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой фазы обработки, немедленно закачивают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. По завершении закачки всего объема кислотного раствора в скважину прокачивают продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт.

 

Пенокислотная обработка скважин

Сущность этого способа  заключается в том, что в призабойную  зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор ПАВ в  соляной кислоте, т.е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха. Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора