Виды и технологии проведения кислотных обработок.

Кислотные ванны Наиболее простые кислотные обработки, предназначенные для очистки стенок и забоя скважины от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т.д. (1). Необходимое условие установления кислотной ванны - присутствие раствора кислоты в интервале, для чего разработаны определенные технологические приемы закачивания и продавливания раствора кислоты в скважину. Исходя из опыта работы, нами рекомендованы к применению кислотные обработки на основе как соляной, так и грязевой кислот различных ПАВ, выступающих как ингибиторы коррозии. Функции ПАВ при СКО не ограничиваются только защитой металла от коррозии. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе "нефть - отработанный раствор соляной кислоты", а также за счет гидрофобизации (гидрофобность - свойство поверхности тела не смачиваться водой) поверхности породы пласта. Наиболее эффективным гидрофобизирующим реагентом является гидрофобизатор ИВВ-1, концентрация которого в растворе кислот и продавочных жидкостей составляет 1.5 %.

Технология проведения кислотных ванн. Необходимое условие установления кислотной ванны - присутствие раствора кислоты в интервале обработки для чего разработаны определенные технологические приемы закачки и продавки раствора кислоты в скважину. Технологический процесс осуществляется следующим образом. Колонну НКТ спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора или других ПАВ, а затем без остановки продавочную жидкость. После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 0,5 - 6 часов. По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции. Схема обвязки наземного оборудования представлена на рис. 1. В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть. Динамические солянокислотные обработки и динамические грязекислотные обработки проводятся аналогичным образом, но без выдержки кислоты на реакцию. Расчетное количество соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора ИВВ-1 закачивается в НКТ, доводится до зоны перфорации расчетным количеством промывочной жидкости (нефть, вода), а затем производится промывка скважины, обратная, или прямая.

Рисунок 1. Схема обвязки скважины и расположения операторов при простых кислотных обработках.

1 - устье скважины; 2 - УНЦ1-160; 3 - агрегат ЦА-320; 4 - тройник; 5 - 1-й оператор (следит за давлением по манометру на ЦА-320); 6 - 2-й оператор (следит за нагнетательной линией, находится на безопасном расстоянии); 7 - АЦ-11 с продавочной жидкостью; 8 - запорная задвижка. " Расход гидрофобизатора ИВВ-1 на 3м 3 стандартной кислотной ванны составляет 45 литров. * В продавочный раствор добавляют на 10 м3 воды 150 литров ИВВ-1.

Простые кислотные обработки Применяются наиболее часто в практике для интенсификации притока нефти (2). Технологически он осуществляется так же, как и кислотная ванна, с той лишь разницей, что кислота закачивается в пласт под давлением. Основная цель такой обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счет растворения привнесенных в пласт взвесей и увеличение проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород. Наибольшая эффективность достигается при проведении простых кислотных обработок после проведения кислотных ванн. Как уже говорилось, в настоящее время соляно-кислотные и грязекислотные обработки проводятся с применением, в качестве добавок, гидрофобизатора ИВВ-1. Продавка и промывка проводятся 1,5 % растворами гидрофобизатора ИВВ-1. Концентрация соляной и грязевой кислот 6-12 % по соляной кислоте, что достигается разбавлением товарных форм кислот водой. Технология простой кислотной обработки заключается в следующем. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервал перфорации. Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем продавочную жидкость. После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование. (1). При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта, рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8-12 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его пласт. При обработке малопроницаемых пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва. Ориентировочные сроки выдерживания растворов кислот на забое скважины 0,5 - 4 часа.

Гидравлический разрыв

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения её производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. ФАРРИСОМ из компании»Stanolind Oil & Gas Corp.». Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми встречаются при задавливании цемента, воды и нефти в пласт. В 1947 году»Stanolind»(в настоящее время компания»АМОКО ПРОДАКШН КОРП.») осуществила первый экспери-ментальный гидроразрыв в скважине № 1 месторождения Клеппер в Грант Каунти, штат Канзас, США.

На нефтяных месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»технология гидроразрыва пласта стала внедряться с 1988 года (впервые в Западной Сибири) и к настоящему времени имеет стабильный эффект, приобретая большое распространение и на других предприятиях региона. В целом по Западной Сибири гидроразрыв пласта охватывает более 80-ти пластов почти 50-ти месторождений.

Наибольших успехов в проведении гидроразрыва пласта достигнуто на месторождениях АО»ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», где на 18-ти месторождениях, к 1996 году, выполнено более 1100 операций по гидроразрыву пласта (всего по Западной Сибири - более 1800 операций).