Физические основы и принципы расчета технологичес ких процессов при кислотной обработке

Известно, что продуктивность скважин во многом зависит от естественной проницаемости продуктивного пласта в целом и призабойной зоны - в частности. Кроме того, большое влияние на последующую производительность объекта оказывают характер и зона изменения проницаемости в процессе закачивания и эксплуатации скважины. Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из-за гидратации пород. В этой связи весьма важное значение приобретают методы интенсификации добычи нефти, которые позволяют восстановить, а зачастую и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне скважин. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на призабойную зону являются кислотные обработки скважин. В настоящем регламенте будут рассмотрены наиболее распространенные виды обработок: соляно-кислотные обработки (глинокислотные обработки, солянокислотные и глинокислотные ванны).

 Физико-химические свойства применяемых реагентов.

Соляная кислота - бесцветный водный раствор хлористого 1 рода с резким запахом, в присутствии железа или хлора слабо окрашена в желтовато-зеленый цвет. Соляная кислота активна и растворяет с выделением водорода все металлы, расположенные в ряду активности до водорода. Для нужд нефтяной промышленности заводы изготовители поставляют синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857-78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее) 35 % (марка А) и 31,5 % (марка Б). Плотность ингибированной соляной кислоты с содержанием НСl 22 % (ТУ6-01-714--77) 1154-1188 кг/мЗ, температура замерзания минус 58 град. С. Плавиковая кислота (НF) - водный раствор фтористого водорода (при температуре 19° С - бесцветный газ с резким запахом, ниже 19°С - легкоподвижная жидкость). Заводы - изготовители поставляют техническую плавиковую кислоту по ТУ608-236-77 с содержанием НF не менее 30 % , кремнефтористо-водородной кислоты Н2SiF6 не более 8 % и H2SO 4 не более 2,5 % . Температура замерзания плавиковой кислоты с концентрацией НF минус 35 град.С. Плавиковая кислота поставляется в эбонитовых сосудах вместимостью 20 литров или в полиэтиленовых бутылях. Стекло и керамика разлагаются плавиковой кислотой. Поэтому сосуды из этих материалов нельзя использовать даже для кратковременного хранения плавиковой кислоты. Продукт пожаро- и взрывоопасен, токсичен. При попадании на кожу вызывает сильные ожоги, пары обладают раздражающе действием. Для удобства транспортирования и хранения, и безопасности работы на базах цехов химизации плавиковую кислоту можно получить из БФФА (NH4F*HF+NH4F) непосредственно в процессе приготовления рабочего раствора глинокислоты по следующей химической реакции:

NH4F*HF + НСl = 2HF + NH4Сl

NH4F + НСl = NH4Сl + HF

Бифторид-фторид аммония (БФФА) - твердое кристаллическое бесцветное вещество плотностью 1010 кг/мЗ при 25°С. Растворимость БФФА в воде с ростом температуры возрастает. Гидрофобизатор ИВВ-1 (ТУ 2482-013-13164401-94 ) - катионный ПАВ, четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного аминов и бензилхлорида. Эмпирическая формула - R(CH3) 2*C6H5Cl , где R(смесь алкильных остатков C10-C18) - представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета. Представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета. Хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне. Не растворим в нефти. Борная кислота по ГОСТ 18704-78. Кристаллическое вещество белого цвета. Растворима в воде, водных растворах кислот. Используется в качестве компонента глинокислотных композиций для предотвращения выпадения вторичных осадков в процессе обработки ПЗП.

 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).

 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

При снижении дебита добывающих скважин, а так же приёмистости нагнетательных скважин производят гидравлический разрыв пласта. До проведения гидроразрыва в добывающих скважинах определяют поглотительную способность пластов. В скважину закачивают нефть и насосным агрегатом поднимают на устье давление до тех пор, пока пласт не начнёт поглощать жидкость. Замеряют расход жидкости при постоянном давлении в течение 10 – 30 минут, затем увеличивают давление нагнетания на 2 - 3 МПа и вновь замеряют расход жидкости. Конечное давление при этом исследовании должно быть максимально возможным.

По данным исследования приёмистости пласта строят кривую в координатах давление - приёмистость скважины. Пользуясь кривой, можно найти количество жидкости, необходимое для проведения операции гидравлического разрыва пласта, и давление, при котором будет происходить операция. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором приёмистость пласта возрастает в 3 - 4 раза по сравнению с первоначальным замером.

Затем скважину промывают, в отдельных случаях делают кислотную обработку, а так же производят дополнительную перфорацию пласта, что способствует снижению давления разрыва пород и повышению эффективности операции по гидроразрыву пла- ста.

Чаще всего гидроразрыв пласта производят через спущенные насосоно-компрессорные трубы (НКТ) диаметром от 73 мм до 114 мм. Для предотвращения воздействия на эксплу-атационную колонну высоких давлений над фильтром устанав-ливают самоуплотняющийся пакер. Чтобы пакер не смещался вверх под действием давления, над ним устанавливают якорь. Якорь работает следующим образом: под действием давления в НКТ резиновая трубка выдвигает из корпуса якоря плашки, которые своей насечкой врезаются в тело обсадной колонны обеспечивая надёжную фиксацию пакера. Операция гидравлического разрыва пласта состоит из трёх этапов:

I - закачка в пласт жидкости разрыва

и образование трещин;

II - закачка в пласт жидкости - песконосителя;

III - продавка жидкости - песконосителя в пласт.

О моменте разрыва пласта, во время осуществления первого этапа гидроразрыва, судят по резкому спаду давления и увеличению расхода закачиваемой в скважину жидкости разрыва. После разрыва пласта переходят к второму этапу - закачке в скважину жидкости - песконосителя при большом её расходе и высоком давлении нагнетания. После окончания закачки расчётного объёма жидкости - песконосителя её продавливают в пласт с максимальной скоростью при максимально возможном давлении нагнетания. Объём продавочной жидкости должен быть равен вместимости НКТ, через которые протекают все три этапа гидрораз-рыва. После продавки песка в пласт устье скважины закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор, пока избыточное давление на устье не упадёт до нуля. После этого скважину промывают для удаления песка, оставшегося в обсадной колонне, и приступают к её освоению.

Технология гидроразрыва продуктивных пластов, залегаю-щих на глубинах более 2800 м, несколько отличается от описанной выше. В связи с повышенной величиной давления гидроразрыва, а так же при выполнении других операций на пакер создают противодавление в затрубном пространстве. Для этой цели используют вспомогательные агрегаты, подключенные к затрубному пространству.

ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА

При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс оборудования, в который помимо пакеров (шлипсовых и самоуплот-няющихся) и якорей входят насосные агрегаты АН-500, 4АН-700, пескосмесительные машины 4ПА, автоцистерны для транспорти-рования жидкости разрыва 4ЦР и ЦР-20, устьевая обвязка («Схема обвязки наземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта»см. приложения № 4).

Агрегат 4АН-700 - основной. Насос этого агрегата рассчитан на создание давления 70 МПа. Все узлы насосного агрегата (сило-вая установка, коробка передач, трёхплунжерный насос, манифольд) смонтированы на грузовом автомобиле КрАЗ - 257 грузоподъём-ностью 100-200 кН. Производительность трёхплунжерного насоса при давлении 70 МПа составляет 6,3 л/с, а при 20 МПа - 22 л/с.

Для транспортирования песка и приготовления песчано - жидкостной смеси используют пескосмесительные агрегаты 4ПА. Оборудование агрегата (бункер для песка, смеситель, система подачи песка в смеситель и загрузки песка в бункер, насос для перекачки песчано - жидкостной смеси) смонтировано на шасси автомобиля КрАЗ - 257. Вместимость бункера 6,5 куб. м. В течение часа работы система подачи песка из бункера обеспечивает переработку 50 тонн песка.

Жидкость разрыва перевозят в автоцистерне 4ЦР, смонтированной на шасси автомобиля КрАЗ - 219. Цистерна оборудована вертикальным плунжерным насосом и обвязкой для откачки жидкости в агрегаты 4АН-700. Плунжерный насос имеет производительность, равную 16,7 л/с при давлении 2,0 МПа.

Устье скважины при гидроразрыве оборудуют арматурой 1АУ-700, которую крепят к эксплуатационной колонне на резьбе. Арматура рассчитана на давление 70 МПа и состоит из крестовины, устьевой головки, предохранительного клапана и пробковых кранов. Для транспортирования системы обвязки всего комплекса оборудования и управления им используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, смонтированный на шасси автомобиля ЗИЛ-157К. В состав оборудования блока манифольда входят напорный и раздаточный коллекторы, а так же комплект НКТ, диаметром 60 мм, с шарнирными и быстро-сборными соединениями.

Напорный коллектор состоит из клапанной коробки с шестью отводами для подсоединения насосных агрегатов, центрального отвода с контрольно-измерительными приборами (ма-нометр, плотномер, расходомер), двух отводов для соединения с устьевой арматурой, пробковых кранов и предохранительного клапана.

Раздаточный коллектор предназначен для распределения рабочих жидкостей (жидкостей разрыва, песчано-жидкостной смеси, продавочной жидкости) по насосным агрегатам.