Состояние ПЗП при эксплуатации скважин

К основным причинам выпадения и отложения солей в ПЗС

относятся:

1. Химическая несовместимость, например, фильтрата бурового (глинистого) раствора с пластовой или связанной водой.

2. Изменение рН и химического состава пластовых вод при их смешении с другими водами (например, используемых при ППД заводнением) и с фильтратами может привести к снижению растворимости солей в системе и выпадению их в осадок.

Выпавшие в осадок в ПЗС соли служат источником кристаллизации солей из пересыщенных пластовых вод в процессе нормальной эксплуатации скважин

Обводнение добывающих скважин — существеннейший фактор осложнения условий эксплуатации и бич всего процесса выработки запасов.

Анализ разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой показывает, что образование конусов воды является нередко основной или единственной причиной обводнения скважин, эксплуатирующих литологически однородные пласты. При этом необходимо решать две важные задачи:

1. Определение рационального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта.

2. Установление предельного безводного дебита скважины и соответствующей величины забойного давления.

30 Классификация и описание методов воздействия на ПЗП. Виды и технология проведения кислотных обработок скважин

+ микробиологические: активация пластовой микрофлоры и милассная технология

Кислотная обработка

1. Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2. Обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3. Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4. Растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

— Обычная СКО.

— Кислотная ванна.

— СКО под давлением.

— Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Основное назначение обычной СКО заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции.

В зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60"С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НС1 не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.

Для обработки ПЗС используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией 8-15% в зависимости от вещественного состава пласта. При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НСl приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl2 и MgCl2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении.

Раствор соляной кислоты должен обрабатываться специальными химическими реагентами.

1. Стабилизаторы — водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора. С целью предотвращения выпадения или удаления солей А1 и Fe используют, как правило, уксусную кислоту (СН3СООН). Соли железа и алюминия образуют устойчивые соединения, удерживаемые в растворе. При этом снижается скорость реакции кислотного раствора. С целью предотвращения образования гелей кремниевой кислоты используют фтористо-водородную кислоту HF, которая полностью растворяет Si:

SiO2 + 6HF = H2SiF6 + 2Н2О .

2. Ингибиторы — водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НС1. В качестве ингибиторов используют:

— формалин (до 1%) — снижает коррозионную активность в 7-8 раз. Формалин представляет собой 40%-й раствор формальдегида (СН2О) в воде. Формалин не влияет на скорость реакции;

— уникод ПБ-5 (0,05-0,1%) — снижает коррозионную активность в 10-15 раз. Растворяется только в растворе НС1, не растворяется в воде;

— реагент И-1-А (до 0,4%) в смеси с уротропином (до 0,8%) используется при высоких давлении Рпл и температуре twi. При температуре 87°С и давлении 38 МПа снижает коррозионную активность в 90 раз;

— УФЭ8 — ингибирующее действие выше, чем у формалина, но ниже, чем у уникола ПБ-5;

— ДС (до 0,5%) — снижает скорость коррозии до 3 раз (нефтяной продукт на основе серы или натрия).

3. Интенсификаторы — вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (поверхностно-активные вещества — ПАВ). ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы. В качестве интенсификаторов используются также спирты, сульфокислоты, МЛ-72, ОП-10, марвелан К(О), реагент 4411, тержитол, катапин-А и др.

Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). В качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч.

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем — исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте

Техника:

Для перевозки необходимых объемов кислотного раствора на скважины используются автоцистерны различного объема (до 20 м3). Для защиты емкостей от воздействия кислоты (или растворов кислоты) они гуммируются или покрываются специальными химически стойкими эмалями. При работе при низких температурах воздуха емкости оборудуются специальными нагревателями-змеевиками. Перекачка кислотных растворов осуществляется специальными центробежными насосами кислотоупорного исполнения с различными подачами и напорами.

Закачка кислотных растворов в скважину осуществляется специальными насосными агрегатами на автомобильном шасси, например, «Азинмаш 30 А». Насосный агрегат включает в себя гуммированную цистерну для кислотного раствора, насос высокого давления (как правило, трехплунжерный насос одинарного действия) с приводом от коробки отбора мощности автомобиля.

Важнейшим техническим элементом при проведении СКО является специальная устьевая головка высокого давления на быстросъемных соединениях. Головка оборудована обратным клапаном (его наличие обязательно!) и задвижкой высокого давления, соединенной с выкидом насосного агрегата.