При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. 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 порового пространства от илистых образований.
При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) в целях 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.
Для обработки скважин применяют 8 - 20% -ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12 - 15% -ный раствор НСl. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.
Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл. В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ): уникол, катапин, формалин и др. Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05 - 0,25 % от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10% -ной соляной кислоты после добавки уникола снижается следующим образом: при дозировке 0,05 % - в 15 раз, при дозировке 0,25 % - в 42 раза.
В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно прогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.
Известно много веществ, которые реагируют с соляной кислотой - каустическая сода, карбид кальция, алюминий, однако наилучшим признан магний, так как при реакции кислоты с ним выделяется большое количество теплоты, а продукты реакции полностью растворяются.
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15% -ной соляной кислоты. При этом вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом был бы нагрет до температуры 308°С. Однако такая высокая температура привела бы к отрицательным явлениям, т.е. к потере тепла на парообразование с выделением части хлористого магния. Кроме того, для расплавления парафина и смол нужна значительно меньшая температура. Поэтому рационально такое соотношение кислоты и магния, при котором конечная температура раствора после реакции была бы в пределах 75 - 80°С. Обработку скважин в термохимической фазе так и ведут, чтобы отреагировавшая с магнием кислота перед поступлением в пласт имела температуру около 75 - 80°С и в то же время была бы еще достаточно активной (10 - 12% -ной концентрации) для реакции с породами пласта.
Обычно для термокислотной обработки применяют прутковый магний (диаметр прутка 2 - 4 мм, длина 60 мм). Прутки загружают в специальный наконечник, который на насосно-компрессорных трубах спускают в скважину на заданную глубину.
Солянокислотный раствор для кислотных и термокислотных обработок приготовляют на центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.
Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком. Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор 6 - 8% -ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол скважины в интервале его обработки.
2.2 Гидравлический разрыв пласта
Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.
Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.
Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов:
1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;
2) закачка жидкости-песконосителя;
3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.
Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: углеводородные жидкости и водные растворы.
Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.
Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся: сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.
Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся - вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.
При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосов. Если вязкость жидкости превышает допустимые значения, для образования трещин необходимы высокие давления, так как с увеличением вязкости растут потери при прокачке жидкости по трубам.
Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям:
1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород;
2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по составу кварцевый песок с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм.
Требуемое количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известняки и доломиты) закачивается до нескольких десятков тонн песка. Значительное количество песка закачивают также и в рыхлые породы, обычно уже дренированные при предыдущей эксплуатации и предрасположенные к пробкообразованию. В пласты, сложенные из песчаников и малотрещиноватых известняков, целесообразно закачивать 8 - 10 т песка на скважину. В отдельных случаях это количество уменьшают до 4 - 5 т или, наоборот, увеличивают до 20 т. Концентрация песка в жидкости-песконосителе, в зависимости от ее фильтруемости и удерживающей способности, может колебаться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.
Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить солянокислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.
В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.
Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и нижнюю поверхность пакера. Таким образом, в процессе гидроразрыва пласта на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Если не принимать соответствующие меры, пакер вместе с насосно-компрессорными трубами будет подниматься вверх, что недопустимо. Для предотвращения этого на трубах устанавливают гидравлический якорь.
При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршни гидравлического якоря, вследствие чего они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к колонне. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в колонну и препятствуют перемещению насосно-компрессорных труб [3].
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва.
К основному оборудованию относятся: передвижные насосные агрегаты, максимальное давление которых составляет 70 МПа при подаче 6 л/с. Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки, смонтированные на высокопроходимых автомобилях. Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на приме насосных агрегатов механизирован. Пескосмесительный агрегат имеет грузоподъемность 9 т. и производительность 50 т/ч. Он оборудован загрузочным шнеком. С помощью таких агрегатов готовится смесь песка с жидкостью любой заданной концентрации.
Так как в процессе гидравлического разрыва пласта обычно используют несколько насосных агрегатов, для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину применяют самоходный блок манифольда. Этот блок состоит из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все оборудование смонтировано на шасси автомобиля. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.
2.3 Гидропескоструйная перфорация скважин
Кроме перфорации скважин этот метод применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом, при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.
Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.
Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2 - 3° к горизонтальной плоскости. Это повышает абразивное действие струи в результате изменения направления и снижения отрицательного действия отраженной струи, а также исключает разрушение корпуса насадок. В зависимости от вида перфорации насадки в перфораторе устанавливают различно. Для вскрытия пласта путем создания горизонтальной круглой щели четыре насадки размещаются в одной горизонтальной плоскости, в остальные гнезда ввинчиваются заглушки. При создании диаметрально противоположных вертикальных щелей насадки размещаются в вертикальной плоскости по две или три с каждой стороны перфоратора. Число и размещение насадок при создании каналов в породе определяется геолого-промысловыми условиями.
Колонну спущенных труб перед перфорацией опрессовывают на рабочее давление, для чего над перфоратором устанавливают шариковый клапан. После окончания промывки шарик извлекается на поверхность обратной промывкой, т.е. прокачкой жидкости в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами.
Для гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных скважинах - воду. В качестве абразивного материала используют отсортированный кварцевый песок фракции 0,5 - 0,8 мм. Концентрация песка в жидкости должна составлять 50-100 г/дм3. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0 - 4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи жидкости будет равна 200 - 260 м/с, а перепад давления в насадках - 18 - 22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15 - 20 мин. После перфорации нижнего интервала перфоратор устанавливают в следующем верхнем. В новых интервалах установки перфоратора операция повторяется при том же режиме проведения процесса.