2.5 Сучасні методи підвищення продуктивності свердловин
Продуктивність нафтових і газових свердловин і поглинальна здатність нагнітальних свердловин залежать, головним чином, від проникності порід, які складають продуктивний пласт. Чим вища проникність порід у зоні дії тієї або іншої свердловини, тим більша продуктивність або прийомистість її, і навпаки.
Проникність порід одного і того ж пласта може різко змінюватися в різних його зонах або ділянках. Іноді при загальній хорошій проникності порід пласта окремі свердловини розкривають зони із зниженою проникністю, внаслідок чого погіршується приплив нафти і газу до них.
Природна проникність порід під впливом тих або інших причин також може з часом погіршуватися. Так, при закінченні свердловин бурінням вибійні зони їх часто забруднюються відфільтрованим глинистим розчином, що призводить до закупорювання пор пласта і зниження природної проникності порід. При експлуатації нафтових і газових свердловин проникність порід у вибійній зоні може різко погіршитись через закупорювання пор парафінистими і смолянистими відкладеннями, а також глинистими частинками.
Вибійна зона нагнітальних свердловин забруднюється механічними домішками, наявними у воді, що закачується (мул, глина, оксиди заліза тощо). Проникність порід вибійної зони свердловин поліпшують шляхом штучного збільшення кількості і розмірів дренажних каналів, збільшення тріщинуватості порід, а також шляхом видалення парафіну, смол і бруду, які осіли на стінках пористих каналів.
Методи збільшення проникності порід вибійних зон свердловин можна умовно розділити на хімічні, механічні, теплові і фізичні. Часто для отримання кращих результатів ці методи застосовують у поєднанні один з одним, або послідовно.
Вибір методу дії на вибійну зону свердловин визначається умовами пластів. Хімічні методи дії дають добрі результати в слабопроникних карбонатних породах. Їх успішно застосовують також у зцементованих пісковиках, які містять карбонатні і цементуючі речовини.
Механічні методи оброблення застосовують, зазвичай, в пластах, складених щільними породами, для збільшення їх тріщинуватості.
Теплові методи дії застосовують для видалення із стінок пористих каналів парафіну і смол, а також для інтенсифікації хімічних методів оброблення вибійних зон.
Фізичні методи призначені для видалення з вибійної зони свердловини залишкової води і твердих дрібнодисперсних частинок, що зрештою підвищує проникність порід для нафти.
2.5.1 Оброблення свердловин кислотою
Оброблення свердловин кислотою засновані на спроможності кислот розчиняти деякі види гірських порід, що призводить до очищення і розширення їх пористих каналів, підвищенню проникності і, як наслідок, – до підвищення дебіту свердловин.
Для оброблення свердловин у більшості випадків застосовують соляну (НСl) і фтористоводневу (HF) кислоти. Соляна кислота розчиняє карбонатні породи – вапняки, доломіти, доломітизовані вапняки, з яких складаються продуктивні горизонти нафтових і газових покладів. Продукти реакції соляної кислоти з карбонатами, тобто хлористий кальцій (СаС12) і хлористий магній (MgCl2), внаслідок їх високої розчинності не випадають в осад з розчину кислоти, яка прореагувала. Після оброблення вони разом з продукцією видобуваються із свердловини. Вуглекислий газ СО2, який утворюється під час реакції, також легко виходить на поверхню.
При обробленні пласта соляною кислотою остання реагує з породою, як на стінках свердловини, так і в пористих каналах, причому діаметр свердловини практично не збільшується. Більший ефект дає розширення каналів пор і очищення їх від мулистих та карбонатних матеріалів, розчинних у кислоті. Досліди показують також, що під дією кислоти іноді утворюються вузькі каверноподібні канали, внаслідок чого помітно збільшується ділянка дренування свердловин і їх дебіт. Тому оброблення соляною кислотою, в основному, призначене для введення кислоти в пласт на якомога значні від свердловини відстані, для розширення каналів і поліпшення сполучення їх, а також для очищення пор від мулистих утворень.
При кислотному обробленні стінок свердловини в межах продуктивного горизонту (кислотна ванна) для очищення фільтруючої поверхні від глинистої і цементної кірки і продуктів корозії, розчинювальній дії кислоти піддаються вже не породи пласта, а матеріали, які забруднюють поверхню вибою свердловини. Механізм такого процесу зводиться до хімічного розчинення забруднювальних матеріалів, або тільки окремих компонентів цих матеріалів, розчинних у кислоті. У результаті такої дії порушується цілісність забруд-нювальних матеріалів, які відклалися, відбувається їх розпад з повним або частковим переходом у стан шламу, який легко виноситься з вибою на поверхню дальшим промиванням. Для оброблення свердловин застосовують 8...20 %-ний розчин соляної кислоти. Найчастіше використовують 12...15 %-ний розчин НС1. На 1 м оброблюваної потужності пласта беруть від 0,4 до 1,5 м3 розчину соляної кислоти.
Оскільки соляна кислота роз’їдає метал, для захисту ємностей, насосів і трубопроводів, до кислоти додають спеціальні речовини, так звані інгібітори, які зменшують або зводять до мінімуму корозійну дію кислоти на метал.
Як інгібітори застосовують різні речовини, в основному, поверхнево-активні речовини (ПАР): унікол, катапін, формалін тощо. Дозування інгібіторів становить, зазвичай, 0,05...0,25 % від об’єму розчину соляної кислоти і залежить від типу інгібітору. Так, корозійна дія розчину 10 % -ної соляної кислоти після додавання уніколу знижується: при дозуванні 0,05 % – в 15 разів, при дозуванні 0,5 % – в 42 рази.
Відповідно при застосуванні інгібітору катапіну-А ко-розійна дія розчину соляної кислоти знижується: при дозу-ванні 0,01 % – в 19 разів, при дозуванні 0,05 % – в 48...59 разів.
У соляній кислоті іноді міститься значна кількість оксидів заліза, які при обробленні свердловин можуть випадати з розчину у вигляді пластівців і закупорювати пори пласта. Для утримання оксидів заліза в кислоті в розчиненому стані застосовують стабілізатори – оцтову кислоту. Залежно від вмісту в соляній кислоті оксидів заліза добавка оцтової кислоти має складати 0,8...1,6 % від об’єму розведеної соляної кислоти.
Продукти взаємодії кислоти з породою при освоєнні свердловини мають бути видалені з пласта. Для полегшення цього процесу в кислоту при її підготовці додають речовини, які називаються інтенсифікаторами. Це поверхнево-активні речовини, які знижують поверхневий натяг продуктів реакції. Адсорбуючись на стінках пористих каналів, інтенсифікатори полегшують відділення від породи води і поліпшують умови змочування порід нафтою, що полегшує видалення продуктів реакції з пласта. Інтенсифікаторами служать різні поверхнево-активні речовини – катапін-А, ДС, ОП-10 тощо.
Рекомендоване дозування ПАР становить 0,3 % для першої половини кислотного розчину і 0,1 % для другої половини. Багато ПАР є хорошими інгібіторами корозії, тому у ряді випадків у пласт можна закачувати соляну кислоту з інгібітором без додавати спеціальних ПАР.
Транспортування і нагнітання суміші кислот, використовуваних для солянокислотних обробок вибійної зони свердловин, а також для тимчасового зберігання розчинів кислот, використовують різні моделі установок, які містять різні марки триплунжерних насосів високого тиску, кислотні цистерни (від 5 до 7 м3) з різних матеріалів на базі автомобільних шасі (Урал – 4320, КамАЗ – 43118, КамАЗ – 53228, КрАЗ – 65101, КрАЗ – 65053). Тиск і подачі у свердловину кислоти у всіх установок приблизно однакові.
У свердловинах, в яких знижується дебіт через відкладення у вибійній зоні парафінових або асфальто-смолистих речовин, кислотне оброблення буде ефективнішим, якщо вибій заздалегідь підігріти, щоб розплавити ці речовини. Для цього свердловину заздалегідь промивають гарячою нафтою, або проводять термокислотне оброблення.
На рис. 2.44 показана схема і загальний вигляд установки насосної кислотної УНК 160×50.
а
б
Рисунок 2.44 – Установка насосна кислотна УНК 160x50:
а – схема установки; б – зовнішній вигляд установки;
1 – автошасі КамАЗ; 2 – кузов; 3 – насос;
4 – трубопровід вихідний; 5 – трубопровід вхідний; 6 – труби магістральні; 7 – задній захисний пристрій; 8 – рукав приймальний; 9 – платформа монтажна 10 – трансмісія
Термокислотне оброблення – процес комбінований: у першій фазі його здійснюється теплове (термохімічне) оброблення вибою свердловини розчином гарячої соляної кислоти, за якого нагрівання цього розчину проводиться завдяки тепловому ефекту екзотермічної реакції між кислотою і якою-небудь речовиною; у другій фазі термокислотного оброблення, яка наступає без перерви за першою, проводиться звичайне кислотне оброблення.
Відомо багато речовин, які реагують з соляною кислотою (каустична сода, карбід кальцію, алюміній і ін.), проте, якнайкращим визнаний магній, оскільки при реакції кислоти з ним виділяється велика кількість тепла, а продукти реакції повністю розчиняються.
Для розчинення 1 кг магнію необхідно 18,6 л 15 % -ної соляної кислоти. При цьому вся кислота перетворюється на нейтральний розчин хлористого магнію, який виділеним теплом був би нагрітий до температури 308 °С. Проте така висока температура привела б до втрати тепла на пароутворення з виділенням частини хлористого магнію. Крім того, для розплавлення парафіну і смол потрібна значно менша температура. Тому раціональним є таке співвідношення кислоти і магнію, при якому кінцева температура розчину після реакції була б в границях 75...80 °С.
Оброблення свердловин у термохімічній фазі так і ведуть, щоб кислота, яка зреагувала з магнієм, перед надходженням в пласт мала температуру біля 75...80 °С, і саме тоді була б ще достатньо активною (10...12 %-ної концентрації) для реакції з породами пласта.
Зазвичай, для термокислотного оброблення застосовують прутковий магній (діаметр прутка 2...4 мм, довжина 60 мм). Прутки завантажують у спеціальний наконечник, який на НКТ спускають у свердловину на задану глибину.
Розчин соляної кислоти для кислотного і термокислотного оброблення підготовляють на центральній кислотній базі, або ж безпосередньо на свердловинах. Технологія оброблення свердловин соляною кислотою може змінюватися залежно від фізичних властивостей пласта, його потужності та інших умов.
У простому випадку процес оброблення зводиться до звичайного нагнітання кислоти в пласт за допомогою насоса, або подачі самопливом. Іноді перед нагнітанням кислоти в пласт для руйнування глинистої або цементної кірки застосовують кислотну ванну. При цьому в свердловину закачують розчин 6...8%-ної кислоти з таким розрахунком, щоб він заповнив стовбур в інтервалі його оброблення.