МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образам 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 заканчивании 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 входит карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

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

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

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

КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

Кислотная обработка скважин основана на способности кислот вступать в реакцию с некоторыми видами горных пород, что приводит к очистке и расширению их пористых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие,—к повышению производительности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную НСl и фтористоводородную НР (плавиковую) кислоты.

При солянокислотной обработке соляная кислота растворяет карбонатные породы—известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Химические реакции, происходящие при .этом, выражаются следующими уравнениями:

СаСО₃+ 2НС1 == СаСl₂ + Н₂О + СО₂; (233)

СаМg(СО₃)₂ + 4НС1 == СаС1₂ + МgС1₂ + 2Н₂О + СО₂. (233, а)

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хло­ристый кальций СаС1₂ и хлористый магний МgС1₂, вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореа­гировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины. Углекислый газ СО₂ также легко удаляется на поверхность.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в пористых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Боль­ший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие длинные кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки перового пространства от илистых образований.

Глубина проникновения кислоты в активном состоянии в пласт зависит от скорости реакции ее с породой. Установлено, что скорость реакции зависит от химического состава пород, от объема кислоты, приходящейся на единицу поверхности пород, от пласто­вых температуры и давления.

С повышением температуры, например с 20 до 60 °С, скорость реакции, независимо от начальной концентрации кислоты, но в за­висимости от состава горной породы, увеличивается в 1,5—8 раз. Следовательно, реакционная способность холодной кислоты гораз­до меньше, чем теплой той же концентрации. Поэтому холодную кислоту можно закачать в пласт на значительное расстояние, со­хранив ее активность.

С повышением давления скорость взаимодействия кислоты с породой уменьшается. В пластовых условиях на основании опыт­ных данных установлены следующие приблизительные показатели уменьшения скорости взаимодействия кислоты с породами при раз­личных давлениях:

1) при 0,7 МПа время нейтрализации 15%-ной кислоты увели­чивается примерно в 6—10 раз по сравнению со временем нейтра­лизации ее при атмосферном давлении;

2) при 0,7—1 МПа происходит наиболее резкое, скачкообраз­ное уменьшение скорости взаимодействия (время нейтрализации увеличивается в 30—35 раз);

3) при 2—6 МПа скорость нейтрализации кислоты уменьшает­ся примерно в 70 раз.

При кислотной обработке стенок скважины в пределах продук­тивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтру­ющей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кис­лоте. В результате такого действия нарушается целостность отло­жившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промыв­кой.

Фтористоводородную (плавиковую) кислоту применяют только в смеси с соляной кислотой. Такую кислотную смесь (глинокислоту) применяют для обработки карбонатных пород или сильно кар­бонизированных песчаников.

Фтористоводородная кислота растворяет часть силикатного ма­териала, цементирующего и скелетного веществ пород пласта, по­глощенного в процессе бурения или ремонтных работ глинистого материала или цемента, а также материалов, загрязняющих по­верхность забоя в виде глинистой или цементной корки.

Соляная кислота, находящаяся в смеси с плавиковой, преду­преждает образование в порах пласта геля кремниевой кислоты, а также обеспечивает более полное разложение силикатов.

По совокупности результатов исследований за оптимальное число составных частей в глинокислоте следует принимать содер­жание НР—от 3 до 5 и содержание НС1—от 8 до 10%.

РЕАГЕНТЫ И ХИМИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Соляная кислота. Химическими заводами вырабатывает­ся несколько сортов технической соляной кислоты, различающих­ся между собой концентрацией НС1 и содержанием вредных при­месей—железа, серной кислоты и др. Лучшим сортом по этим при­знакам является синтетическая соляная кислота, имеющая следу­ющие показатели: содержание НС1—не менее 31%; железа—не более 0,02%; серной кислоты—не более 0,005%.

Все другие сорта технической соляной кислоты имеют худшие характеристики, и при их применении для обработки скважин тре­буется принимать меры по нейтрализации действия вредных при­месей. Так, при реакции серной кислоты с известняком образуется нерастворимый осадок гипса, который выпадает в пласте и закупо­ривает его поры. Эта реакция протекает по уравнению

СаСО₃+ Н₂SO₄ = СаSO₄+ Н₂О + СО₂. (234)

Если в растворе соляной кислоты содержатся примеси железа, то последнее выпадает в пористом пространстве пласта в виде гид­рата окиси железа (объемистый мазеобразный осадок бурого цвета).

Фтористоводородная (плавиковая) кислота. Для обработок скважин применяют техническую плавиковую кис­лоту с содержанием НР не менее 40%, кремнефтористоводородной кислоты не более 0,4% и серной кислоты не более 0,05%.

Ингибиторы коррозии. Растворы соляной кислоты с со­держанием НС1, равным 10% и выше, которые обычно применя­ют при обработках скважин, вызывают сильную коррозию металлического оборудования. Чем выше концентрация НСl в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. При этом, помимо причинения прямого ущерба оборудованию скважины; все растворенное в кислоте же­лезо неизбежно выпадает в форме объемистого осадка гидратных соединений окиси железа в поровом пространстве пласта.

Добавлением специальных реагентов к рабочим растворам со­ляной кислоты достигается ослабление коррозионной активности соляной кислоты в отношении металла, что обеспечивает удлине­ние срока службы оборудования и предупреждает выпадение в пласте осадка окиси железа. Такие вещества называются ингиби­торами.

В качестве ингибиторов применяются следующие реагенты.

Катапин-А—катионное поверхностно-активное вещество. При дозировке его в количестве 0,025% от общего количества кислот­ного раствора коррозионная активность последнего снижается в 45 раз. Этот реагент хорошо растворяется в кислотных раство­рах, а после нейтрализации кислоты каких-либо осадков в порах породы не образуется. Однако катапин-А при высоких темпера­турах в скважине сильно снижает антикоррозионную активность. Поэтому при температуре 80—100 °С и более рекомендуется при­менять другие реагенты.

Реагент И-1-А. Наибольшей активностью этот реагент облада­ет в смеси с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А+0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора снижа­ется в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А+0,8% уротропина— в 55 раз. Реагент И-1-А имеет большое преимущество перед катапином-А при обработке скважин с высокой температурой пла­ста, так как он не снижает своей антикоррозионной способности даже при температуре 130 °С.

Уникод ПБ-5—продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400—600. Это— липкая темно-коричневая жидкость плотностью, 1100 кг/м³.

По экспериментальным данным, коррозионное действие рас­твора соляной кислоты концентрацией 10% НСl при добавке 0,1% уникода снижается в 22 раза, при добавке 0,5% —в 42 раза.

Уникод полностью растворяется в соляной кислоте, но не рас­творяется в воде, а тем более в сильноминерализованной. Поэто­му из раствора соляной кислоты после того, как вся активность кислоты израсходуется на взаимодействие с породой, в порах пла­ста выделяется осадок в виде объемистой липкой массы. Это боль­шой недостаток уникода ПБ-5 как ингибитора кислоты, предназ­наченной для кислотной обработки скважин. Поэтому уникод ПБ-5 рекомендуется применять лишь в исключительных случаях (при отсутствии других ингибиторов) при дозировке не выше 0,1%.

Некоторые ингибиторы коррозии (катапин-А и др.), попадая в пласт, обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе «нефть—отработанная кислота». Адсорбируясь на стен­ках поровых каналов, эти ПАВ облегчают отделение воды от по­роды и удаление продуктов реакции из пласта, что в конечном сче­те обеспечивает повышение эффективности обработок скважин. Поэтому добавка тех или иных ПАВ в солянокислотный раствор при обработках скважин обязательна. Рекомендуемые дозировки для большинства ПАВ составляют 0,3% для первой половины кис­лотного раствора и 0,1% для второй половины.

Помимо катионных ПАВ (катапин-А), для интенсификации кислотных обработок применяют и анионактивные вещества, та­кие как ОП-10, УФЭ₈ и др.

Стабилизаторы. Стабилизаторами в условиях солянокислотных обработок скважин называются реагенты, добавляемые в раствор кислоты с целью предупреждения выпадения из него осадков окисного железа. Дело в том, что кислота, полученная с заводов, часто содержит повышенное количество железа—0,5— 0,7% и более. В дальнейшем содержание железа может значитель­но повыситься в процессе транспортирования и хранения кислоты вследствие коррозии металла, а также растворения продуктов коррозии на металлических частях оборудования и труб.

В качестве стабилизатора кислотного раствора применяют ук­сусную кислоту (СН₃СООН), которая предупреждает выпадение осадков железа из раствора.

Кроме стабилизирующего действия, уксусная кислота является замедлителем реакции соляной кислоты с известняками, что так­же дает некоторый эффект для достижения конечной цели—продавливания кислоты на максимальное расстояние от ствола сква­жины с сохранением большей доли ее активности.

При небольшом содержании в солянокислотном растворе же­леза (0,1% и менее) рекомендуется добавлять в него 1% уксусной кислоты, при содержании железа до 0,5% добавляется 2% этой кислоты в пересчете на 100%-ную концентрацию.

ПРИГОТОВЛЕНИЕ РАСТВОРА СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ

Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного содержания на месте ее хранения (кислотная база) или непосред­ственно у скважины перед ее обработкой.

Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию, то необходимо рассчитать количество воды и кислоты.

Для расчета пользуются данными, приведенными в табл. 16.

ТАБЛИЦА 16 ПЛОТНОСТЬ РАСТВОРОВ СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ ПРИ 15 ⁰С И СОДЕРЖАНИЕ НС1

Количество товарной кислоты V_т в объемных единицах, необ­ходимое для получения 1 м³ рабочего раствора заданной концент­рации, рассчитывают по следующей формуле:

(235)

или для любого количества кубометров n

(235, a)

где V_т—объем товарной кислоты, м³; ρ_т—плотность товарной кислоты, кг/м³; ρ_з—заданная плотность готового раствора, кг/м³; ρ_з берут по табл. 16, исходя из заданного процентного содержа­ния НС1 в рабочем растворе.