Назначение и технологии проведения кислотных обработок добывающих скважин

Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения.

Различают несколько видов обработки скважин соляной кислотой: кислотные ванны, простые кислотные обработки, обработки под давлением, обработка углекислотой, термокислотная обработка, кислотные обработки через гидромониторные насадки, пенокислотные обработки.

На промыслах наиболее широко применяются первые три.

Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым стволом для очистки забоя и стенок от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, продуктов коррозии и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуется. Объем кислотного раствора принимают равным объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала. Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам ее концентрации в отработанном растворе. Обычно для 15 — 20% концентрации кислоты оно составляет 16 — 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке с доспуском труб до забоя скважину очищают от загрязняющих веществ и продуктов реакции.

Простые кислотные обработки являются наиболее распространенным видом химического воздействия и осуществляются с обязательной продавкой кислоты в пласт. Они предназначены для химического воздействия на поровое пространство ПЗП и очистки его от загрязняющего материала. Простые кислотные обработки, как правило, проводятся в тщательно промытых и подготовленных скважинах без применения повышенных температур и давлений. При открытом забое такая обработка выполняется только после кислотной ванны.

Три этапа обработки: 1) промывка скважины и заполнение ее жидкостью; 2) закачка расчетного объема солянокислотного раствора; 3) продавка раствора в пласт продавочной жидкостью в объеме, равном объему НКТ и ствола скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках кислота проникает преимущественно в высокопроницаемые пропластки, увеличивая и без того хорошую их проницаемость. Низкопроницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, обусловленного слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под давлением. Для этого четко выраженные высокопроницаемые пропластки, перед закачкой кислоты временно изолируются пакерами или блокируются высоковязкими эмульсиями типа кислота в нефти. При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт и достигается более полный охват кислотным воздействием низкопроницаемых пропластков и участков, повышая, тем самым, эффективность обработки. Давление нагнетания или продавки кислоты в пласт повышается в таких случаях до 15 — 30 МПа.

Схема расположения оборудования при соляно-кислотной обработке под давлением аналогична приведенной выше. Сначала на скважине проводятся подготовительные работы, включающие удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляцию обводнившихся интервалов, изучение продуктивного разреза для выявления местоположения высокопроницаемых (поглощающих) интервалов.

В зависимости от способа и времени перемешивания эмульсий можно регулировать их вязкость. Объем нефтекислотной эмульсии для закачки в высокопроницаемые пропластки устанавливают обычно равным 1,5 — 2,5 м³ на 1 м толщины пласта.

Обработка скв углекислотой применяется на скв, продуктивные пласты кт содержат карбонаты кальция и магния. Углекислотная обработка улучшает ф-ционные хар-ки коллектора ПЗП при наличии осадков из асфальтосмолиетых в-в. Данная обработка применяется на нефтяных и в нагнетательных скв. Значительно увеличивается дебит нефтяных и повышается приемистость нагнетательных скв.

Термокислотная обработка (с нагревом к-ты до 80-90⁰С) - для плотных кабонатных пород с целью ускорения реакции; обработка н-кислотными эмульсиями - для увеличения глубины проникновения в ПЗП.

Наряду с обычными соляно-кислотными обработками и обработками под давлением применяют ступенчатую или поинтервальную обработку. Для этого всю толщину пласта разбивают на интервалы 10 — 20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый интервал самостоятельно. Изоляцию обрабатываемых участков осуществляют с помощью пакеров, различных химических изолирующих веществ.

Для воздействия на открытые забои скважин с целью разрушения плотных цементных корок и других загрязнений, создания направленных каналов для последующего гидравлического разрыва пласта, интенсификации формирования каналов растворения применяют кислотно-струйные обработки или обработки через гидромониторные насадки с каналом профиля сжатой струи. Гидромонитором может служить пескоструйный перфоратор с предварительной заменой цилиндрических или конических насадок на насадки с каналами профиля сжатой струи, которые обеспечивают максимальную скорость выходящей струи.

При значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях применяют пенокислотные обработки. При этом в пласт закачивают аэрированный раствор кислот ПАВ в виде пены.

Пенокислотная обработка имеет ряд преимуществ перед обычной обработкой: кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатные породы, способствуя более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; кислотная пена обладает меньшей плотностью (400 — 800 кг/м³) и большей вязкостью, чем обычная кислота, что позволяет повысить охват воздействием по толщине пласта; присутствие ПАВ и сжатого воздуха в кислоте способствует улучшению условий притока нефти (снижается поверхностное натяжение на границе отработанный раствор - нефть) и значительно облегчается освоение скважины (при понижении давления после обработки сжатый воздух увеличивается в объеме).

Эфф-ть СКО зависит от кол-ва р-ра приходящегося на ед.объема породы и от скорости реакции кислоты с породой. Скорость реакции зависит от минереалог.состава пород, Рпл, т-туры. Результативность СКО опр-ся по изменению коэф-та продуктивности добывающих скв. Кпр=Q/(Pпл-Рзаб); Q= Кпр(Pпл-Рзаб)

17.Назначение и технология проведения ГДИ.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Методы ГДИС предназначены для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах с целью получения данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин‑факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи , определяют гидропроводность и пьезопроводность пласта, продуктивность скважины, качество вскрытия пласта и технологическую эффективность внедрения методов увеличения дебитов скважин. Кроме того, методами ГДИС можно определить тип коллектора, наличие границ неоднородности гидродинамической связи между скважинами и между пластами и т.д.

По технологии исследования различают:

- методы ГДИС на установившихся режимах фильтрации; (ид, ил)

- методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации; (кривая стабилизации давления, КВД,КПД,КВуровня,гидропрослушивание)

Метод исследования на установившихся режимах фильтрации предназначен для определения коэффициента продуктивности скважины и характера фильтрации жидкости в пласте.

К методам исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации относятся:

- снятие КВД и КПД в эксплуатационных и нагнетательных скважинах;

- снятие КВУ в эксплуатационных скважинах механизированного фонда, снятие кривой стабилизации давления (КСД) «метод суммарной добычи»;

- экспресс-методы, прослеживание изменения забойного давления (КПЗД).

В отечественных руководствах по ГДИС излагаются в основном методы обработки только на базе представления о плоскорадиальной фильтрации к вертикальным и наклонным скважинам. Это так называемые традиционные методы.

Исследования скважин при неустан режиме дают больше информ, чем исследования методом установ отборов. При обработке КВД получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, опрделяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэф дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скв.

При обработке данных исследования методом установившихся отборов определяют коэф продуктивности и пластовое давление. Оценивают приближено. Гидропроводность и проницаемость в призабойной зоне. При исследовании скважин, оборудованных УЭЦН, широко используются методы, применяемые при эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками. Это применение скважинных манометров для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в скважине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы присущи лишь данному способу эксплуатации скв.

Невсегда в скважинах с УЭЦН моно спустить манометр, поэтому часто используют звукометрический метод, позволяющий с помощью волномера замерить динамический уровень (скорость отражения звука*время отражения). Затем рассчитывают Рзаб= ρН/10.

Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером. Давление на приеме насоса можно определить расчетным путем по давлению на выкиде насоса, измеряемому манометром, спущенном в НКТ, и напору, развиваемому насосом при закрытой манифольдной задвижке, после чего насос некоторое время подает жидкость, сжимая ГЖС в НКТ. Затем подача насоса становится равной нулю, о чем можно судить по стабилизации давления на устье. При нулевом режиме работы насоса давление на выкиде складывается из давления, создаваемого насосом, и гидростатического давления столба жидкости в затрубном пространстве над насосом - давления на приеме. Наиболее простой и наименее точный метод: определение коэф продуктивности по показаниям давления на устье. Обычно целью подобных исследований является качественное выявление причины уменьшения дебита скв: ухудшение свойств призабойной зоны или износ насоса