Назначение отдельных вариантов технологического процесса обработки пласта

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки и обработки под давлением ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки и др.

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины интервале обрабатываемого пласта, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы продуктивного пласта или забоя скважины. Применяется раствор НС1 повышенной концентрации (15—20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Если кислотная ванна проводиться без давления простые кислотные обработки — наиболее распространенные, которые осуществляются задавкой раствора НС1 в ПЗС.

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концентрация раствора — 12%, максимальная — 20%.

Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления.

При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НС1 уровень кислоты в затрубном пространстве поддерживается у кровли пласта, что достигается закрытием задвижек на трубной головке фонтанной арматуры.

Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15—30 °С —до 2 ч, при температуре 30—60 °С — 1—1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтрализации кислоты.

Многочисленные опыты и исследования показали, что кислота в карбонатных породах не образует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины — рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом растворение протекает более равномерно вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий.

Но все равно образующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НС1 в исходном растворе и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые пропластки остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые пропластки изолируются пакерами или предварительной закачкой в них буфера — высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти или ССБ и КМЦ. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.

Сначала в скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, отложений парафина, изоляция обводнившихся пропластков или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося интервала скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых пропластков в пласт нагнетают эмульсию.

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10—12%-ного раствора НС1 и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например — окисленный мазут, кислый газойль, рекомендуется также добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества.

Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора НС1 и 30% нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па*с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые пропластки определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых пропластков (h) и их пористостью (m) по формуле:

Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого пропластка необходимо 1,5—2,5 м эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО.

Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор НС1 объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НС1 без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом, равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После реакции НС1 с породой пласта пакер с якорем и НКТ извлекаются, затем в скважину спускают НКТ с воронкой и скважина вводится в эксплуатацию.