Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей

порід

РОЗДІЛ 9.

СаСоз

+ 2 НСЇ ->

СаСіг

+ ШО + СОг;

для доломітів

СаСОзМ^СОз

+ 4НСІ -*

СаСіг

М$Сіг

+2Н

О+2СО.

СаСЇ2

М%Сіг

розчинні у воді, тому вони легко виводяться з пласта.

Для обробки пісковиків з незначною кількість карбонатного цементу

використовується глинокислота - суміш соляноі і фтороводневої кислот

(НСІ + НР ). Реакції соляної кислоти з деякими речовинами є екзо-

термічними. Наприклад, взаємодія НСІ з М§ описується формулою

Щ +2НСІ+ Н

О =

ЩСЬщ

+ Нг +т Н

О + 110,2

ккал

На

кожну грам-молекулу магнію виділяється 110,2 ккал тепла.

Екзо-

термічною є також реакція між соляною кислотою і алюмінієм, при якій

на

кожну грам-молекулу виділяється 126 ккал тепла. Властивість

виділяти тепло при взаємодії речовин використовується для тер-

мохімічних методів впливу на пласт.

Соляна

кислота взаємодіє з залізом таким чином:

Ре(ОН)з

+ЗНСІ =

РеСіз

+ 3 НгО .

В число породоутворюючих мінералів входить сульфат кальцію

(СаЗОл). Соляна кислота взаємодіє з ним так;

2На+Са5О

СаСіг

Н-£ОА.

Утворена при цьому сірчана кислота вступає в нові реакції з породо-

утворюючими речовинами.

Із

приведених вище даних видно, що солянокислотна обробка є

складним

хімічним процесом, в

ході

якого одні мінерали розчинюють-

ся,

другі

утворюються. Розчинення мінералів сприяє розширенню

існуючих і утворенню нових каналів для

руху

пластових флюїдів. Утво-

рені

мінерали, якщо вони є погано розчинними у воді, погіршують стан

привибійної

зони.

Тому при солянокислотних обробках необхідно так

регулювати процес, щоб позитивний ефект від взаємодії був переважа-

ючим.

На

ефективність солянокислотної обробки впливають багато фак-

торів, серед яких основними є хіміко-мінералогічний склад породи,

властивості рідини, які насичують породу, пластові температури і тиск,

об'єм

і концентрація кислотного розчину, час реагування кислоти з

породою.

Хіміко-мінералогІчний склад породи - головний фактор при виборі

методу обробки і якості кислотного розчину. Породи, що складають

нафтові

пласти, мають різну ступінь карбонатності, містять різні вклю-

чення

інших мінералів (глини, піску, тощо). В той же час склад мінералів

має різний вміст хімічних елементів. Все це впливає на ефективність

обробки.

Тому не

слід

переносити досвід кислотних обробок з одних

родовищ на інші, не вносячи коректив на особливості хімічного складу

порід колектора. Навіть в межах одного родовища різні поклади і ділянки

необхідно обробляти з врахуванням особливостей порід.

Властивості рідин, що насичують пласти, теж необхідно враховувати

при

солянокислотних обробках. Пласти з

високов'язкими,

смолистими

нафтами

взаємодіють з кислотою менш ефективно. Зерна породи тут

блоковані плівками нафти, які перешкоджають їх контакту з кислотою.

402

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей

порід

РОЗДІЛ 9,

В той же час обводнені пласти внаслідок доброго контакту породи з

кислотою піддаються більш інтенсивній обробці.

Ці

фактори враховуються на практиці. Наприклад, для підвищення

ефективності

обробок нафтових свердловин перед закачкою кислоти

привибійну зону пласта обробляють водними розчинами ПАР або водні

розчини

ПАР добавляють в кислотні розчини, що сприяє підвищенню

ефективності

обробок нафтових пластів.

В нагнітальних свердловинах практикується ізоляція окремих

найбільш проникних ділянок пласта закачкою в них високов'язких

рідин,

здатних створювати захисний екран від впливу кислоти. В пласт

закачують нафту, ССЕ, різні

емульсії.

Це дозволяє посилити ефект об-

робки

зони з меншою проникністю.

Температура пласта відіграє важливу роль в процесі кислотної оброб-

ки,

тому що активність соляної кислоти (в тому числі і корозійна) різко

зростає в міру збільшення температури до 150 °С. Дальше підвищення

температури суттєво не впливає на покращення активності кислоти.

Збільшення

температури підвищує активність кислоти не тільки при

взаємодії з карбонатними породами. При цьому різко збільшується

корозійна

активність кислоти. Тому при кислотних обробках у свердло-

винах з високою температурою необхідно передбачати особливі заходи

зниження

корозійної активності кислоти. Це може досягатись як вве-

денням

відповідних інгібіторів, так і зниженням температури при-

вибійної

зони.

Пластовий

тиск теж впливає на швидкість реакції соляної кислоти з

карбонатними

породами. Дослідження показали, що час нейтралізації

кислоти

при 100"С і при тисках 10, 20, ЗО і 40 МПА складає відповідно

20,

ЗО,

40 і 60 хвилин (приблизно). При дальшому рості тиску до 50МПа

час є таким же, як і при 40 МПа.

В пластових

умовах,

де у взаємодію вступають кислотний розчин,

пластова рідина і мінерали, реакції між хімічними речовинами прохо-

дять в

умовах,

які відрізняються від лабораторних. Тому повністю пере-

носити

в практику дані лабораторних досліджень не доцільно, але їх

треба враховувати при плануванні соляно-кислотних обробок. Це дозво-

ляє

підвищувати ефективність обробок і зменшувати витрати на їх про-

ведення.

Об'єм кислотного розчину підбирається, як правило, на основі даних

досвіду.

Обгрунтувати теоретичним розрахунком кількість кислоти

практично

неможливо через відсутність необхідних для розрахунку да-

них:

радіуса

зони,

яку потрібно обробити, пористості, проникності,

хіміко-мінералогічного складу породи в привибійній зоні пласта.

Невідомими

є супутні ефекти, які виникають в

ході

взаємодії кислоти з

тріщино-поровим

середовищем.

Для порового колектора об'єм кислоти приблизно може

бути

визна-

чений

із виразу

403

РОЗДІЛ 9,

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей

порід

дет - середньозважена пористість, долі одиниці;

О - діаметр

зони,

яка підлягає обробці, м;

Н - товщина пласта, м.

Звичайно

вважається, що для одержання продуктивності свердлови-

ни,

відповідній проникності віддаленої, не забрудненої зони пласта, до-

статньо покращити проникність привибІйної зони в

радіусі

1 м. Для

розрахунків цей

радіус

збільшується до 1,5 м. Тоді при середньозваженій

пористості, рівний 15% (0,15), об'єм кислоти, необхідний для обробки

м пласта,

буде

Ук =

= 1,06*

Для порід з пористістю 10% У

— 0,7Ьи .Такоготипурозрахунки

дають тільки приблизну оцінку об'єму кислоти,

який

може

бути

прий-

нятий

до накопичення відповідних дослідних даних.

Для порового простору можна рішити зворотню

задачу:

за заданою

кількістю кислоти знайти

радіус

проникнення її в пласт. Для визначен-

ня

радіуса

використовують вираз

По =

(9.10)

3600

де (2к - кількість кислотного розчину,

який

нагнітається в пласт,

/год; 1 - час нейтралізації розчину, с;г

радіус

свердловини, м.

Із

аналізу формули

(9.10)

виходить, що із збільшенням об'єму кис-

лотного розчину ^

і часу І нейтралізації кислоти (з використанням

розчину високої концентрації або вводом в нього сповільнювачів) роз-

ширюється

зона обробки, а із збільшенням потужності і пористості

пласта зменшується

радіус

проникнення кислотного розчину в пласт.

Таким

чином, точно розрахувати об'єм кислотного розчину для об-

робки

пласта неможливо. Тому на основі приблизних формул або

дослідних даних встановлюють об'єми кислотних розчинів на 1 м тов-

щини

пласта. Величина його може змінюватися в широких границях

(від 0,1 до 1,5 м ) і залежить, насамперед, від своєчасної оцінки резуль-

татів обробки свердловини в конкретних покладах. Аналіз показує, що

ефективною

може

бути

солянокислотна обробка як при великих, так і

при

малих її об'ємах.

Як

показують дослідження, кислотний розчин рухається в пласті по

тріщинах або найбільш проникних каналах. Під дією кислоти про-

никність

їх збільшується, а, значить, і збільшується об'єм надходження

кислоти

в ці канали. В пласті утворюється один або декілька таких

каналів,

в зв'язку з чим кислота не

буде

заповнювати весь поровий

;

простір. В той же час рух кислотного розчину по каналах дозволяє значно

розширити

зону обробки за рахунок віддалених зон пласта. Проникність

тріщин

значно вища, ніж проникність пористого середовища, тому іноді

404

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей

порід

одержують високу продуктивність свердловин при малих витратах кис-

лоти на обробку.

Технологічні схеми обробок різні І залежать від мети розробки

Велику

увагу

приділяють підготовці пластів для обробки. З цією ме-

тою в свердловину нагнітають різного роду розчинники і водні розчини

ПАР.

Привибійну зону пласта можна обробляти одночасно і поетапно. В

зв'язку

з цим обробка пласта може здійснюватись поетапно з наступним

підключенням інших його ділянок. Обробляти повністю розкритий

пласт можна із застосуванням тимчасово ізолюючих матеріалів або

пакеруючих пристроїв.

велика різноманітність технологічних схем обробки пласта

пояс-

нюється

тим, що обробці підлягають пласти різного хімІко-

мінералогічного складу, які залягають на різних глибинах та при різних

умовах.

Крім того, це можна пояснити багаторазовими спробами знай-

ти найбільш оптимальні режими обробки,

Ефективність

обробок і їх вартість відображають рівень техніки і

технології процесів і ступінь вивчення колектора. Економічна ефек-

тивність процесів зобов'язує намагатись одержати велику

віддачу

при

менших об'ємах і затратах. Ці питання повинні старанно вивчатись на

стадії

випробовування розвідувальних свердловин, щоб використовува-

ти накопичений досвід при випробуванні експлуатаційних свердловин.

Існують такі типи кислот.

Інгібована

синтетична соляна кислота (ВТУ МХП

2345-50)

відповідає ГОСТ

857-78,

має концентрацію НС119-25%. Для надання їй

антикорозійних

властивостей заводи-виготовлювачі додають в кислоту

0,8-0,9%

інгібітору ПБ-5 і

0,01-0,015%

хлористого миш'яку.

Інгібована

соляна кислота (ТУ МХП

3354-52)

поставляється з кон-

центрацією НС118-22%. При виготовлені в кислоту також додають 0,8-

1,0% інгібітору ПБ-5 і

0,01-0,015%

хлористого миш'яку.

Як

видно з приведених характеристик, загальним для обох видів

інгібованої кислоти є знижений вміст

НС1

(в середньому 20%). У зв'язку

цим необхідно визначити в лабораторних умовах концентрацію

НСІ

до

завозу інгібованої кислоти на промислові об'єкти, щоб при кислотній

обробці пласта концентрація НСІ відповідала розрахунковій. За

технічними умовами допускається вміст заліза в інгібованих кислотах

об'ємі відповідно 0,02 і 0,03% і сірчаної кислоти для першої не більше

0,005%.

Інгібована

кислота може негативно впливати на привибійну зону,

особливо порового пласта. Необхідно враховувати, що інгібітор ПБ-5

після

повної нейтралізації кислоти може залишатись в поровому про-

сторі пласта в вигляді пластівчаної об'ємистої органічної маси. При

використанні

15-20%

інгібованої кислоти може випасти 5-7 кг осадку

на

1 м

закачаного в пласт розчину. При неповній нейтралізації кислоти

такого осадку не виділяється. Отже, при обробці порових колекторів

недоцільно витримувати кислоту в пласті до повної її нейтралізації.

Сірчана кислота, яка є в інгібованій кислоті, може при взаємодії з

карбонатними

породами утворювати гіпс Са5О42Н2О, і

хоча

він розчи-

_ __

РОЗДІЛ

9. Методи покращення фільтраційних властивостей

порід

няється

соляній кислоті,

поровому просторі можуть залишатися

кристали

гіпсу,

що погіршує проникність пласта. Для зменшення вмісту

сірки

інгібовану кислоту можна обробляти хлористим барісм

+ НТВОА^ВОРОА

+ 2 НСІ

ВОЗОА

випадає

осадок.

Густина розчинів соляної кислоти приведена

табл.

9.3

Таблиця

9.3

Густина

при

15°С,

кг/м

1030

1035

1040

1045

1050

1055

1060

1065

1070

1075

1080

1085

1090

1160

1165

Жорст-

кість,

мг.екв/л

1,46

1,67

1,93

2,14

2,39

2,64

2,85

3,11

3,36

3,57

3,78

4,00

4,25

7,07

7,25

Вміст

нсе,

кг/л

0,053

0,074

0,084

0,096

0,107

0,118

0,129

0,140

0,152

0,163

0,174

0,186

0,197

0,366

0,379

Густина

при

15°С,

кг/м

1095

1100

1105

1110

1115

1120

1125

1130

1135

1140

1145

1150

1155

1170

1180

Жорст-

кість,

мг,екв/л

4,43

4,64

4,86

5,07

5,32

5,50

5,71

5,89

6,10

6,32

6,53

6,71

6,89

7,46

7,85

Вміст

не

кг/л

0,209

0,220

0,232

,0243

0,255

0,267

0,279

0,291

0,302

0,315

0,328

0,340

0,353

0,391

0,418

Оптова кислота, добавлена

соляну, бере

участь

процесі обробки

виконує декілька функцій:

1) сповільнює взаємодію соляної кислоти

породою (сповільнювач);

2) попереджує випадання окислів заліза (стабілізатор);

406

РОЗДІЛ

9-.

Методи покращення фільтраційних властивостей

порід

3) взаємодіє

породою, розчиняючи

її

(активний реагент).

Фтороводнева (плавикова) технічна кислота застосовується

для об-

робки

привибійної зони пластів

теригенними колекторами (кварцеві

пісковики,

алевроліти)

метою розчинення силікатних

глинистих

частинок,

які

містяться

породі,

або які

попали

в неї Із

глинистого

розчину.

По

ГОСТ

2567-73

плавикова кислота повинна відповідати

таким

технічним умовам:

вміст фтористого водню,

% > 40

вміст кремнієфтороводневої кислоти,

% > 0,4

вміст сірчаної кислоти,

% < 0,05

Плавикова

кислота

чистому виді звичайно

не

застосовується,

алЬ

використовується

суміші

соляною. Цю суміш називають глинокис-

лотною.

її

транспортують

посудинах

із

ебоніту або покритих свинцем,

парафіном,

воском; вона сильно

діє на

організм

одяг людини.

Для зменшення корозії

труб

при транспортуванні через

них

кислот

застосовуються різні інгібітори. Основними

них

такі:

Формалін як інгібітор соляної кислоти застосовують

промисловій

практиці

біля

років. Однак як інгібітор солянокислотної корозії фор-

малін має ряд недоліків, серед яких такі:

1) низька ступінь захисту металу;добавка

0,6-0,8%

40%-го

фор-

маліну знижує корозійну активність

10-12%-ної

кислоти лише

в 7-8

разів;

2) здатність

до

полімеризації при зберіганні, що приводить

до

втрат

здатності розчинятись

соляній кислоті;

3) висока вартість інгібування.

Якість формаліну регламентується ГОСТ1625-75, згідно якого

технічний формалін повинен містити 40 ±

0,5%

формальдегїду,7-12%

метилового спирту,

0,0005%

заліза (для

сорту).

II. Унікол

ПБ-5

заводи-виготовлювачі використовують

для

інгібування соляної кислоти. Якість уніколу ПБ-5 регламентується

технічними умовами

ТУ БУ

17-53. Інгібітор добре розчиняється

в со-

ляній

кислоті,

але не

розчиняється

воді. Добавка

0,25-0,5%

його

до

соляної кислоти знижує корозійну активність

31-42 рази.

III. Інгібітор І.І-1-А звичайно застосовується

уротропіном,

і при

певних співвідношеннях утворюється високоактивний Інгібітор корозії

металу при

дії

гарячою соляною кислотою до +87

°С

при тисках

20 і 30

МПа.

IV. Уротропін технічний

кислоті гідролізується, утворюючи фор-

мальдегід

аміак. Формальдегід входить

склад формаліну. Тому

інгібуючі

властивості уротропіну неістотно відрізняються

від

властиво-

стей формаліну при перерахунку

на

зіставлені концентрації формаль-

дегіду.

V. Інгібітор БА-6 (В-1,

О-2) -

маслоподібна рідина густиною

1055

кг/м жовтого або світло-коричневого кольору, своєрідного

запаху,

лег-

ко

утворює

соляною, сірчаною, фосфорною

та

іншими кислотами

солетворні з'єднання, добре розчинні

надлишку кислот або воді. Цей

інгібітор застосовується при інгібуванні кислоти високої концентрації

407

Методи

покращення

фтьтращпних

властивостей

порід

РОЗДІЛ 9.

кислотних розчинів для обробки свердловин з високими пластовими

температурою і тиском.

9.2.2.

Приготування

розчинів

соляної

кислоти

Розчин

соляної кислоти приготовляють на поверхні або на вибої.

Перший

спосіб найбільш поширений.

1. Розведення кислоти. Для приготування розчинів соляної кислоти

її розводять водою до потрібної концентрації. Об'єм товарної кислоти

Ут, необхідний для приготування п ж розчину із заданою концент-

рацією, може

бути

визначений за формулою

де рз і Рт- густини відповідно кислотного розчину заданої

концен-

трації і товарної кислоти, кг/м .

Густину

/^визначають в лабораторії, а р* за табл. 9.3. Кількість води

для розбавлення кислоти знаходять як різницю між повним об'ємом

розчину і об'ємом товарної кислоти з включенням в неї добавки.

Розлити кислоту можна в чани, куди зливають спочатку заміряну

кількість води, а потім концентровану кислоту, а також в заливочних

трубах,

куди одночасно нагнітають розраховану кількість води і

концен-

трованої соляної кислоти.

Роботи по доведенню концентрації до заданої з високою точністю, як

введення температурних поправок в розрахунки, не є обов'язковими в

промисловій практиці. В той же час потрібний ретельний контроль за

заводською якістю кислоти, зміненням її властивостей під час

зберігання на складі.

2. Добавка каталізатора. Основним реагентом,

який

використо-

вується в якості каталізатора, є оцтова кислота СНзСООН, яку можна

добавляти в інгібовану кислоту. Для визначення кількості товарної оц-

тової кислоти, яку

буде

добавлено в солянокислотний розчин, спочатку

визначають

необхідну

кількість СНзСООН, виходячи із 100% - ної кон-

центрації. Для 1 м розчину вона може

бути

визначена із виразу

# = 10

ССря

де а- заданий вміст НР в розчині, р$ - задана густина робочого

розчину

НР,

г/см

9.2.3.

Обробка

пластів

глинокислотою

Найбільше поширені такі сполуки глинокислоти:

8%НСІ+4%НГ;

10%НСІ+(4-5)%НЕ;

12%НСІ

6%Ш

Хімічна взаємодія глинокислоти з породами описується формула-

ми:

для вапняків

408

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей

порід

СаСОз

2НО

СаСІ2+#20+С0%

РОЗДІЛ

ДЛЯ

ГЛИНИСТИХ

ПІСКОВИКІВ

СаАШОв

+16НР=2АІГз+25ІР4

<ВД>0

СаЕ2

5Ю2

4НЕ-2Н2О+5ІГ4

Реакція

взаємодії глинокислоти з вапняками протікає

дуже

швидко

ЗНСІ

+АІЕз

=АЮз+ЗНР

Хлористий алюміній розчиняється у воді з виділенням великої

кількості тепла.

Друга

реакція протікає

дуже

повільно. Виділений при цьому 8ІР4 газ

взаємодіє з водою і фтористою кислотою

35ІЕ4

ЗН2О

2Н25іРб

+И25Юз

При

цьому утворюються кремнієфосфористоводнева

кремнієва (НгЗіОз) кислоти.

Кислотний

розчин, а також кислоти, які утворились під час

хімічних

реакцій,

вступають

у взаємодію з іншими речовинами.

Як

видно із приведених формул, розкладення сумішшю фтористо-

водневої і соляної кислот породоутворюваних алюмосилікатів і розчи-

нення

кварцу приводять в кінцевому

результаті

до утворення розчинних

солей кремнієфтористоводневої кислоти, хлористих І фтористих солей

металів, кремнієвої кислоти. Остання в кислому середовищі звичайно

знаходиться в формі геля, але при досягненні певної концентрації або в

результаті

повної нейтралізації може перетворитись в гель,який міцно

запечатує поровий простір пласта. При проектуванні процесів обробки

свердловин глинокислотою необхідно

враховувати

це.

Технологічні схеми здійснення процесу обробки пластів глинокисло-

тою не відрізняються від

схем

солянокислотної обробки, а потім оброб-

ки

глинокислотою. До особливостей окремих процесів відноситься про-

ведення спочатку кислотної обробки,а потім обробки глинокислотою.

Кислотна

обробка,

вилуговуючи

карбонатні матеріали, сприяє більш

ефективному впливу глинокислоти і попереджує утворення геля

кремнієвої кислоти.

Замість плавикової кислоти можна використовувати одну із її сполук

- біфторид амонію ІЇН4РНР.

Біфторид амонію - це кристалічна сіль, яку можна транспортувати в

мішках з поліетилену і крафтпаперу. Ця властивість вигідно відрізняє

його від плавикової кислоти, яку потрібно зберігати І транспортувати в

свинцевій або бакелітовій посудині. В складі біфториду амонію

міститься 25% НР , він розчиняється у воді і кислотах, вступає в

реакцію з силікатними породами І повністю розчиняє їх, також

ОЗДЇЛ

9. ^

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей

порід

повністю розчиняє вапняки,хоча при цьому утворюється осад із фто-

ридів кальцію і магнію.

Суміш соляної кислоти і біфториду амонію взаємодіє з алюмо-

силікатами і кварцем так, як суміш И¥ і НСІ Лабораторні дослідження

показали,

що МН4РИР добре розчиняє глинисту кірку, при цьому

активність 16£ного біфториду амонію відповідає активності 4% -ної

фтороводневої кислоти, тобто установлена пряма залежність активності

від

вмісту

НР.

Добавка 16% біфториду амонію до 12% -ної соляної кислоти знижує

корозійну

активність її в 4 рази, а добавка 16% - в 16 раз. Введення ПАР

сприяє

дальшому зниженню корозійної чцятцості. Суміш 12% -ної НСІ

біфториду амонію і 0,3% катапіну А мас корозійну активність в 53 рази

меншу, ніж 12% -на НСІ. Отже, сам біфторид амонію володіє слабими

інгібуючими властивостями, зате добре поєднується з іншими

Інгібіторами.

Для приготування 1 т глино кислотного розчину із застосуванням

біфториду амонію рекомендується вводити такі компоненти: 916 кг

12%-ної НСІ, 80 кг біфториду амонію, 3 кг катапіну і 1 кг ОП-7.

Послідовність приготування розчину строго регламентується. В невели-

кому об'ємі води розчиняють 1 кг ОП-7, а потім

додають

3 кг катапіну

А, причому температура води повинна

бути

не менше

25°С.

Розчинені

повністю ОП-7 і катапін А виливають в чан, в

який

дають

воду

кількості, необхідній для приготування розчину НСІ потрібної

концен-

трації, і цю суміш перемішують, після чого вводять інгібовану соляну

кислоту в кількості, необхідній для одержання розчину 12% -ної

концен-

трації. До цього розчину

додають

2-5 кг лимонної кислоти.

Промислова

практика дає можливість рекомендувати обробку

пластів із застосуванням біфториду амонію.

410

РОЗДІЛ

Методи

покращення

фільтраційних

властивостец

порід

9.2.4.

Обробка пластів розчинами поверхнево-активних

речовин

ПАР

мають здатність адсорбуватися на поверхні

розділу

фаз і актив-

но

впливати на поверхневі властивості систем, утворюючи найтонші

адсорбційні шари (плівки). ПАР значно змінюють інтенсивність моле-

кулярної взаємодії між компонентами системи і активно впливають на

електролітичні процеси, які проходять в ній.

Промисловість випускає ПАР, які відрізняються якзахімічним скла-

дом , так і за механізмом дії.

В процесах розкриття і обробки пласта при використанні ПАР по-

винні:

покращуватись або зберігатись природна проникність пластів,

знижуватись поверхневий натяг на границі

поділу

"робоча рідина -

гірська порода - пластова рідина", не утворюватись емульсіям і руйнува-

тись утвореним, не знижувати міцність гірської породи і її стійкість до

руйнування,

збільшувати число і геометричні розміри природніх

тріщин.

Водні розчини ПАР мають високі миючі властивості, що успішно

використовується для промивки каналів, а також виносу продуктів ре-

акції із пласта після кислотних обробок. Кожна поверхнево-активна

речовина повинна використовуватись тільки для тих процесів, де вона

найбільш ефективна і в концентраціях, визначених для цього процесу.

Активність ПАР не знаходиться в прямій залежності від його концент-

рації. Навпаки, при збільшені концентрації ефективність обробки може

бути

меншою.

Г.Т.Овнатанов приводить приклад використання ОП-10 для дее-

мульсації

нафти на Атовській площі. Тут

було

помічено, що при

концен-

трації цієї речовини

0,10-0,15%

запобігалось утворення

емульсії,

а при

концентрації

до 1,0% ОП-10 ставало активним емульгатором і в його

присутності утворювалась достатньо стійка емульсія.

Якщо

відомі властивості ПАР, але немає даних про його дію в

тому

або іншому фізико-хімічному середовищі, то в ряді випадків концент-

рацію його встановлюють за аналогією з іншими ПАР або за

інформацією

про застосування їх в інших районах. Природно, що в цих

умовах

не завжди можна забезпечити високу ефективність застосування

ПАР.

Тому для розвідувальних свердловин, де невідомі фізико-хімічні

властивості порід, які складають пласти, треба рекомендувати ПАР з

дуже

широким діапазоном властивостей.

Дослідженнями ПА.Ребіндера, А.Н.Фрумкіна і інших вчених

уста-

новлено,

що ПАР адсорбуються на границі

поділу

двох

фаз у вигляді

молекул і подальше насичання розчину ПАР не сприяє зниженню сил

поверхневого натягу. Для кожного типу ПАР існує оптимальна

концен-

трація,

яка забезпечує максимальне зниження міжфазної напруги на

границі

з нафтою. Однак ці ж ПАР

можуть

бути

використані для

інгібування, стабілізації, емульгування або

деемульсації

розчинів. Для

вказаних

процесів концентрація ПАР може

бути

більш високою, ніж для

411

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

РОЗДІЛ 9.

Якщо

відсутній зв'язок свердловини з пластом, можна створити тиск

для задавлювання кислоти в перфораційні канали.

Час

реагування установлюють в залежності від температури на вибої,

методів розкриття, стану стовбура і інших. Звичайно вони складають

0,5 - 2,0 год. в обсаджених і 2 - 24 год. в необсаджених свердловинах.

3. Здійснюють зворотню промивку свердловини для вимиву кислоти

продуктів реакції.

4. Дальші роботи проводять по плану випробування свердловини,

Практика

використання кислотних ванн при випробуванні обсаже-

них

свердловин, де розкриття пласта здійснено кумулятивною перфо-

рацією,

показує їх високу ефективність. Нерідкі випадки, коли при об-

робці фільтру і прифільтрової зони кислотним розчином одержували

приплив

із пласта. Іноді в процесі кислотної ванни спостерігалось по-

глинання

рідини.

Враховуючи, що для кислотної ванни необхідна невелика кількість

кислоти

(9 - 11 л на 1 м для 146 мм і 15 - 16 л для 168 мм колони), вона

може

бути

рекомендованою для обробки фільтрів

всіх

випробуваних

свердловин. Очистку фільтра свердловини соляною кислотою необхідно

проводити незалежно від того, які методи впливу намічають при випро-

буванні свердловини. Обробка всього фільтра свердловини соляною

кислотою допомагає виключити вплив закупорки отворів і дозволяє

одержувати приплив із всієї розкритої частини пласта.

При

використанні кислотної ванни для обробки відкритого стовбура

свердловини кращий ефект може

бути

від застосування суміші соляної

фтороводневої кислот, яка краще взаємодіє з глинистими частинками.

9.3.2.

Прості (звичайні) кислотні обробки

Свою назву прості кислотні обробки одержали через простоту техно-

логічної схеми процесу (рис. 9.8); солянокислтоний розчин (або суміш

кислот) закачують в свердловину через НКТ при відкритому затрубно-

му просторі; закривають затрубний простір і кислоту подають в пласт;

залишають свердловину під тиском протягом

часу,

необхідного для

впливу на породу; викликають приплив флюїдів із пласта, при якому

витягаються І продукти реакції кислоти з породою; визначають ефек-

тивність проведеної операції.

Проста

кислотна обробка - найбільш поширений спосіб хімічного

впливу на пласт. її необхідно здійснювати після проведення кислотної

ванни,

яка очистила фільтр або стінки відкритого стовбура, тобто після

підготовки свердловини до обробки. В залежності від порядку проведен-

ня

вона може

бути

первинною або повторною.

На

кожну кислотну обробку потрібно складати план,

який,

крім

підготовчо-заключних операцій, повинен відображати особливості цьо-

го процесу для конкретної свердловини.

Кислотні

обробки при випробуванні свердловин призначені, насам-

перед, для виклику припливу із пласта методом хімічного впливу на

416

І'О'іДІЛ

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

9.Н. Схема обв'язки обладнання для проведення простої

кислотної обробки

насосний

агрегат;

2 - чан для

кислотного

розчину;

3-чан

для

води;

гирло

свердловини;

5 -

вода;

6 -

кислотний

розчин.

417

Методи

покращення

фільтраційних

аластшостец

порід

РОЗДІЛ 9.

нього, і їх "здійснюють в свердловинах, де

відсутній

або с незначний

приплив

із пласта. Нерідко такі обробки проводять в свердловинах, де

відсутня приймальність - видимий зв'язок свердловини з пластом.

Рівень приймальності

відіграє

вирішальну роль при визначенні об'єму

кислоти і тиску нагнітання.

Для перших обробок, виходячи із практики промислових робіт, може

бути

рекомендований об'єм кислоти від 1 до 6 м .

Досвід

обробки

карбонатних колекторів показує, що такий об'єм достатній для одержан-

ня

зв'язку свердловини з пластом і визначення

характеру

припливу. При

відсутності

приймальності планується порційна закачка: перша порція

з мінімальною кількістю кислоти (два-три об'єми колони в перфорова-

ному інтервалі), а потім, якщо в процесі нагнітання з'явиться зв'язок з

пластом, закачується

друга

порція приготовленої кислоти. Такі операції

зменшують втрати кислоти при

відсутності

приймальності, коли вими-

тий із колони кислотний розчин доводиться скидати в амбар.

Продавку кислоти в пласт звичайно

ведуть

при максимальному ти-

ску, щоб як можна більше охопити пласт обробкою. Якщо необхідно

створювати тиск нагнітання вищий, ніж допускає міцність колони, то

кислотний

розчин закачують в пласт з використанням протитиску гли-

нистого розчину в затрубному просторі або пакера.

Практика

показує, що результати кислотних обробок, які проводять-

ся

за однією технологічною схемою,

можуть

бути

різними. Показником

успішності обробки є зниження тиску на насосних

агрегатах

в процесі

нагнітання

кислоти в пласт. Чим різкіше знижується тиск, тим кращий

результат

потрібно чекати від проведеної роботи.

9.3.3.

Повторні кислотні обробки

При

випробуванні свердловин повторну обробку пласта кислотними

розчинами проводять через 2-3 доби. Повторні обробки здійснюють для

більш широкого і глибокого охоплення привибійної зони пласта кисло-

тою. Тому при кожній наступній обробці використовують великі об'єми

кислоти І підвищену інтенсивність нагнітання. Об'єм соляної кислоти і

продавочної рідини для наступних обробок звичайно подвоюється.

Технологічна

схема

процесу повторної обробки звичайно така, як і

простої обробки, тільки в залежності від об'ємів кислоти і продавочної

рідини застосовується більше число агрегатів. Особливістю процесу є

необхідність продавлювати в пласт кислотний розчин при високих тис-

ках не продавочною рідиною, а тим же кислотним розчином. Для цієї

' мети використовують спеціальні агрегати (Азінмаш -ЗО або ЦА), в на-

сосах яких встановлені металеві поршні.

При

проведені повторних кислотних обробок іноді поряд Із

збільшенням об'ємів передбачають підвищення концентрації кислоти

до

20-27%.

Це обґрунтовується необхідністю доведення кислоти

підвищеної концентрації до віддалених ділянок пласта.

418

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

Час реагування при закачці великих об'ємів кислотного розчину

встановлюють з врахуванням

багатьох

факторів, серед яких карбо-

натність породи і температура пласта.

Такяк

при закачці великих об'ємів

кислоти і продавочної рідини температура на вибої дещо знижується, то

час нейтралізації кислоти може збільшуватись. Час очікування

реагу-

вання

кислоти приймають 10-12 годин, а іноді і більше.

залежності від Інтенсивності припливу установлюють час дренажу.

Необхідно мати на

увазі,

що при обробці тріщинних пластів з тисками,

що перевершують гідростатичний, нафтогазова суміш виходить на по-

верхню раніше, ніж закачана в пласт рідина. Тому продукти реакції

кислоти з породою виходять з свердловини з деяким запізненням.

Повторні обробки пласта широко використовуються при випробу-

ванні

глибоких розвідувальних свердловин і для інтенсифікації припли-

ву із карбонатних колекторів.

9.3.4.

Багаторазова або серійна обробка

На

відміну від повторних солянокислотних обробок пласта, які про-

водять в

міру

зниження продуктивності свердловин, багаторазова кис-

лотна обробка являє собою серію обробок пласта, об'єднаних одною

програмою. При цьому передбачаються закачка кислоти, очікування її

реагування, очистка привибійної зони від продуктів реакції, дренаж пла-

ста, а потім неодноразове повторення

всіх

цих процесів - два, три рази в

залежності від геолого-технічних умов і ефективності процесу.

Об'єм кислоти, тиск нагнітання, час реакції і дренажу підбирають для

кожної свердловини індивідуально, так як відомо, що навіть в

межах

одного родовища геологічні умови і фізико-хімічнІ властивості порід

можуть

істотно відрІзнятись.При проведені процесу можливе зниження

тиску нагнітання після кожної операції (іноді значне). Звичайно об'єм

кислотного розчину в наступній операції збільшується. У зв'язку з тим,

що кислотний розчин під час операції ае продавлюється на великі

відстані, багаторазова кислотна обробка допускає значне збільшення

проникності

привибійної зови, що необхідно при обробці порових і

порово-тріщинуватих колекторів.

9.3.5.

Глибокі соль окислотні обробки

Технологія глибоких солянокислотних обробок запропонована для

впливу на пласти в нагнітальних свердловинах, які розкрили карбонатні

породи. Суть

технології

таких обробок полягає в поперемінній закачці

соляної кислоти і високов'язкої рідини, яка, добре змочуючи карбонат-

ну породу, покриває її плівкою і захищає від впливу соляної кислоти.

Припускається, що порода, оброблена першою порцією соляної кис-

лоти, покривається захисною плівкою, утвореною першою порцією

в'язкої рідини, і наступна порція кислоти не взаємодіє з раніше оброб-

леною породою. За рахунок цього соляна кислота досягає необробленої

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

РОЗДІЛ 9,

частини

пласта і вступає у взаємодію з нею. Отже, можна піддати обробці

віддалені зони пласта.

Відомо, що при проведені процесу почергового нагнітання кислоти і

високов'язкої

рідини, остання створює захисну плівку, перекриває

крупні

канали

руху

кислоти і погіршує рух рідини по них. Це приводить

до підсилення

руху

рідини по мІкротріщинах, які, піддаючись впливу

соляної кислоти, розширюються і надалі більш активно

беруть

участь в

процесах

руху

рідини по пласту. Отже, поряд з поглибленням обробленої

зони

може

бути

і її розширення. Останнє, зокрема, відзначається при

дослідженні свердловин глибинними витратомірами-дебітомірами.

В якості високов'язкої рідини може

бути

використана сульфіт-спир-

това барда (ССБ) або розчин карбокси метилцелюлози

(КМЦ).

В'язкість

таких рідин повинна

бути

не більшою 3 Па.с. Обидві ці рідини є повер-

хнево-активними речовинами і сприяють покращенню умов припливу.

Особливістю процесу глибокої обробки є використання підвищених

об'ємів кислоти (3 - 4 м 12 - 14% - ної кислоти на 1 м ефективної

товщини

пласта). Об'єм в'язкої рідини складає 20 - 25% об'єму розчину

соляної кислоти, а при закачці наступної порції його збільшують до 10

12%. Рекомендована кількість продавочної рідини після закачки на-

ступної порції кислоти повинна

бути

близька до сумарного об'єму зака-

чаної кислоти, високов'язкої рідини і об'єму НКТ.

Відкривати свердловину рекомендується через 1 годину після

закінчення

процесу закачки продавочної рідини. При самовиливі в за-

лежності від його інтенсивності свердловину залишають в роботі на 3-6

годин,

після чого її підключають до водоводу для нагнітання. При

відсутності самовиливу нагнітання можна розпочати зразу після

закінчення

закачки продавочної рідини, якщо дозволяє тиск нагнітання.

9.3.6.

Вибірні кислотні обробки

Вибірні кислотні обробки призначені для обробки одного або

декількох вибраних із загальної товщини пропластків. Цей тип обробки

звичайно

застосовують при випробуванні багатопластових покладів. В

залежності від технологічної схеми нагнітання кислотного розчину вони

можуть

бути

простими, серійними, кислотно-струминними,

імпульсними з використанням вібраторів.

Вибірні кислотні обробки можна проводити з встановленим в сверд-

ловину пакером, гідроперфоратором типу ПЗК і інші. В промисловій

практиці

в першу

чергу

обробляють малопроникні зони і лиш потім

зони

підвищеної проникності. Це дозволяє здійснювати рівномірну об-

робку пласта кислотою.

В кожному нафтовому районі вироблені свої методи проведення

вибірної обробки в залежності від геолого-технічних умов і набутого

досвіду.

420

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтращпних

еластшостец

порід

9.3.7.

Локальні кислотні обробки

Особливістю процесу є нагнітання кислоти в пласт з обмеженою

швидкістю і при тиску, який не викликає відкриття тріщин. При цих

умовах

вважають, що кислота

буде

рухатись по всій оброблюваній по-

верхні. Кислотна обробка такого типу відновлює проникність всієї по-

верхні розкритого свердловиною пласта і

усуває

гідродинамічну недо-

сконалість свердловин, пов'язану з забрудненням привибійної зони.

Локальні кислотні обробки допускається здійснювати в два етапи;

- Очистка стінок свердловини від забруднень. При проведені кис-

лотної ванни використовують суміш 12% - ної НСІ і 6 - 10% - ної НР.

Кислоту витримують на вибої 6 -ЗО годин. По закінчені цьго часу кис-

лотний

розчин вилучають із свердловини.

- Розширення поверхневої зони і покращення її проникності; 4 -

6 м кислотного розчину, який складається із суміші 12% - ної НСІ

(88-92%), оцтової кислоти (3-4%) і плавикової (5-8%), закачують в

свердловину і потім поступово задавлюють в пласт.

Обробка привибійної зони в свердловинах, що розкрили пісковики,

цим

методом дозволила в багатьох випадках підвищити ефективність

впливу кислоти на пласт.

9.3.8.

Імпульсні кислотні обробки

Імпульсні кислотні обробки запропонованні для пластів з низьким

пластовим тиском, але високою проникністю. В цих

умовах

внаслідок

недостатньої подачі насосних агрегатів не вдається створити необхідну

швидкість потоку кислотного розчину в пласті для більш широкого його

охоплення.

Імпульсні кислотні обробки здійснюються за такою технологічною

схемою: спускають в свердловину НКТ з клапаном; заповнюють її кис-

лотним

розчином; відкривають клапан і внаслідок значного перепаду

тисків закачують кислотний розчин в пласт з витратою більшою, ніж

можна створити його насосним агрегатом; це дозволяє провести більш

глибоку і широку обробку пласта.

За

такою ж технологією проводять імпульсні термокислотнІ обробки

свердловин.

9.3.9.

Кислотні обробки із застосуванням

гідровібраторів

Гідровібратори використовують при гідромеханічному впливу на

привибійну зону пласта, їх можна застосовувати і при солянокислотних

обробках пласта. Процес закачки кислоти з одночасним впливом на

пласт віброударними хвилями здійснюється за такою технологічною

схемою: встановлюють в свердловині гідровібратор^промивають сверд-

__ „ ____ __

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

РОЗДІЛ 9.

ловину; при відкритому затрубному просторі закачують в свердловину

кислоту в об'ємі, рівному об'єму насосно-компресорних

труб;

закрива-

ють затрубний простір і задавлюють в пласт кислоту запланованим

об'ємом

продавочної рідини.

Коли

статичний рівень знаходиться нижче гирла свердловини, опе-

рацію проводять при відкритому затрубному просторі.

Коливання,

викликані гідровібраторами, діючи на пласт і рідину, яка

його насичує, покращують умови проникнення кислоти в пласт. Це

сприяє

біль ефективній обробці привибійної зони пласта.

9.3.10.

Кислотно-струминні обробки

Обробка пласта з використанням кислотного струменя може

бути

розділена на два види; обробка пласта у відкритому

стовбурі

і обробка

пласта, обсадженого колоною. Для першого випадку застосовують

гідромоніторні пристрої, які дозволяють очистити стінки свердловини

від глинистого і цементного розчинів. Іноді в кислотний розчин

додають

пісок.

Тоді струмина

здобуває

абразивні властивості. В

другому

випадку

використовують гідроперфоратор, яким прорізано отвір в колоні і вже

зроблена каверна в породі.

Кислотно-

струмин ні обробки дозволяють обробляти поверхні пла-

ста при наявності циркуляції. При закритому затрубному просторі мож-

на

обробляти пласт за будь-якою схемою. При цьому кислотний розчин

для нагнітання в пласт

буде

проходити через насадки гідромоніторного

пристрою або через гідроперфоратор.

Принцип

кислотно-струминної обробки широко використовується

при

проведені вибіркових кислотних обробок. Допускається, що при

прокачці

розчину через прорізаний в колоні отвір в

утворену

за колоною

порожнину

створюється ефект,

який

перешкоджає повороту рідини із

порожнини

в колону. За рахунок цього в порожнині створюється

підвищений

тиск, більша частина кислотного розчину проникає в пласт,

лише деяка його частина поступає в

стовбур

і впливає на інші зони

розкритого свердловиною пласта.

Необхідною умовою для вибіркової обробки є фіксація положення

гідроперфоратора в свердловині. Це досягається установкою

гідравлічних фіксаторів (якорів).

Не

змінюючи положення НКТ, фіксаторів і гідроперфораторів,

вибійну обробку можна проводити за допомогою гідропіскоструминних

перфораторів. Останні призначені для розкриття декількох малопотуж-

них

пластів, віддалених на великій

віддалі

один від одного. Вони дозво-

ляють робити послідовне розкриття до п'яти пластів, не змінюючи по-

ложення

перфораторів. Отже, і кислотній обробці

можуть

бути

піддані

послідовно п'ять пластів.

422

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

9.3.11. Кислотні обробки під високим тиском

Виділяють цей вид обробки в самостійний,

хоча

абсолютна більшість

кислотних

обробок при випробуванні глибоких свердловин

здійснюється при великих тисках на насосних

агрегатах.

Основою для планування обробки під високим тиском

можуть

бути

або аномально високий пластовий тиск, або

відсутність

зв'язку свердло-

вини

з пластом. В залежності від цих факторів вибирається один із

можливих методів обробки: порційне нагнітання; нагнітання з протити-

ском

глинистого розчину; нагнітання з встановленим в свердловині

пакером.

Порційне

нагнітання кислотного розчину в пласт здійснюють за

такою технологічною схемою. При відкритому затрубному просторі в

свердловину закачують деяку кількість кислотного розчину (звичайно

цей

об'єм перевищує на 0,2 - 0,3 м об'єм обсадної колони в Інтервалі,

який

обробляється, що дозволяє мати деякий запас кислотного розчину

для задавки його в пласт). Закривають затрубний простір і створюють

максимально

можливий тиск на гирлі, При

відсутності

пропусків на

гирлі і падіння тиску його знову піднімають до максимального. Якщо

приймальність збільшується, нову порцію кислотного розчину дово-

дять до башмака насосно-компресорних

труб

без тиску і повторюють

процес.

При

відсутності

приймальності через 2 -3 години зворотньою

промивкою

вимивають кислотний розчин і приступають до обробки за

другою

технологічною схемою.

9.3.12.

Кислотна обробка з протитиском глинистого

розчину в колоні

Практика

проведення солянокислотних обробок і гідророзривів

тріщинно-порового

пласта показує, що деколи достатньо збільшити

тиск

лише на 1,0 - 2,0 МПа, щоб забезпечити нормальне проведення

процесу. Однак не завжди міцність верхньої частини колони дозволяє

створити необхідний тиск. В цьому випадку процес здійснюють шляхом

зняття

тиску в верхній частині колони за рахунок установки пакера або

створенням

необхідного тиску на пласт обважненим буровим розчином.

Використання

обважненого

бурового

розчину має ряд переваг: не

потрібно піднімати НКТ і спускати пакер; виключаються невдалі опе-

рації внаслідок негерметичності пакера; процес може

бути

проведений

за декілька годин (при наявності запасу розчину); величина додаткового

зниження

тиску може

бути

наперед розрахована за різницею густин

бурового

розчину і продавочної рідини.

Процес

здійснюється за такою технологічню схемою:

1. Свердловина заповнюється буровим розчином.

2. В НКТ при відкритому затрубному просторі закачують буровий

розчин,

приготовлений із бентонітової глини (0,3 - 0,6 м ),

423

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

РОЗДІЛ 9.

поду (0,2 - 0,5 м ), соляну кислоту (1 - 1 м ), продавочну рідину (воду).

При

цьому необхідно виконати

умову

Утр = Укр + Упр

(9.13)

де Утр, Укр , Упр - об 'єми відповідно НКТ, кислотного розчину і

продавочної рідини, м .

Агрегат

зупиняють з надлишковим тиском

_і(ргр

~ рпр)

гцадл.

— ' ~~г ~

(9.14)

де І - глибина спуску насосно-компресорних

труб,

м; ргр , рпр -

густини відповідно глинистого розчину і продавочної рідини, кг/м .

Наприклад,

при /. =

2800

м і р

тр

= 1400 кг/м , тиск на агрегаті

буде

11,2 МПа; при тиску в затрубному просторі 20,0 МПа тиск на

агрегаті

буде

31,2 МПа, а на пласт-59,2 МПа. Остання величина на 11,2

МПа

більша тиску,

який

можна створити при наявності в свердловині

води і тиску в затрубному просторі 20,0 МПа. При збільшені густини

розчину протитиск

буде

рости.

4. Закривають затрубний простір, і в пласт подають порцію соляної

кислоти.

Заплановану кількість кислоти закачують, продавлюючи

воду

кислотою,

а потім водою кислоту. Замість води краще використовувати

водні розчини ПАР,

5. Якщо не вдається закачати в пласт кислоту при максимально

допустимих тисках, то її залишають в свердловині під тиском на 0,5 - 1

годин.

6. Буровий розчин витісняють із свердловини прямою промивкою і

свердловину залишають в спокої на час,

який

є необхідним для

реагу-

вання

кислоти з породою; свердловину відкривають і ефективність про-

цесу визначається за рівнем припливу флюїдів в свердловину.

Закачка

соляної кислоти в пласт з протитиском бурового розчину не

може

бути

використана в свердловинах, в яких є негерметична обсадна

колона.

До недоліків методу необхідно віднести і можливість попадання в

пласт бурового розчину. Однак при використанні пакера для закачки

кислоти

при високих тисках попадання розчину в пласт не виклю-

чається, так як перед підняттям пакера в свердловину нагнітають буро-

вий

розчин, частина якого може

бути

поглинена пластом. За час

підняття пакера і наступного спуску НКТ глинистий розчин проявляє

шкідливий

вплив на привибІйну зону пласта.

При

закачці кислоти з протитиском глинистого розчину час стикан-

ня

його з пластом зводиться до мінімуму.

В практиці проведення обробок за описаною схемою спостерігали

випадки

поглинання бурового розчину після закачки кислоти. Однак

виклик

припливу із пласта в цьому випадку проходить успішно, без

ускладнень.

424

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей

порід

9.3.13. Нагнітання в пласт кислотного розчину

використанням пакера

При

виконанні такого виду кислотної обробки пласта для знімання

тиску в верхній частині експлуатаційної колони використовують пакер.

Пакери

можуть

бути

з опорою на вибій, шліпсові і гідравлічні, однак

перевагу віддають двом першим.

Технологічна схема процесу має два варіанти: пакер установлюють і

опресовують до початку нагнітання кислоти в пласт; пакер установлю-

ють в момент, коли НКТ і підпакерний простір заповнені кислотним

розчином.

Обидва варіанти мають вади. В першому випадку рідину, яка знахо-

диться в НКТ і нідпакернім просторі, необхідно задавлювати в пласт

перед нагнітанням кислоти. В

другому

випадку при негерметичності

пакера

процес задавки кислоти не може

бути

здійсненим.

Технологічна схема процесу за першим варіантом така: в свердлови-

ну спускають пакер і добиваються герметичності затрубного простору;

закачують в НКТ кислотний розчин І продавлюють його в пласт; зака-

чують

в пласт заплановану кількість кислотного розчину і иродавочної

рідини;

очікують встановлений час контакту кислоти з породою;

підіймають НКТ з пакером; спускають в свердловину НКТ і викликають

приплив

з пласта.

При

відсутності зв'язку свердловини з пластом цей спосіб застосову-

вати не можна.

При

обробці пласта за другим варіантом: спускають в свердловину

пакер;

при відкритому затрубному просторі закачують кислотний роз-

чин

в об'ємі НКТ і підпакерного простору; навантажують пакер для

герметизації затрубного простору; при герметичному затрубному про-

сторі закачують кислотний розчин і продавочну рідину в пласт; очікують

реагування кислоти з породою; підіймають пакер; спускають в свердло-

вину НКТ і проводять роботи по виклику припливу.

Коли

випробовують пласт з АВПД, пакер спускають і підіймають в

свердловині, яка заповнена буровим розчином. При цьому заміна

рідини

в свердловині буровим розчином може супроводжуватись його

поглинанням,

а проникність оброблюваної зони знову може

погіршуватись. Тому застосування пакера для обробки привибійної зо-

ни

пласта в свердловинах з

АВПД

не бажано. В цьому випадку рекомен-

дується використовувати

схему

обробки з протитиском бурового розчи-

ну-

425