14.1. Основные принципы кислотной обработки скважин

Кислотная обработка (КО) — это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инород­ных частиц, которыми загрязнены породы.

Кислотную обработку применяют для увеличения прони­цаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные ра­створы (ГКР). Такие виды обработки называются соответствен­но солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10— 30% НС1) и смесь соляной (10—15% НС1) и плавиковой (1—5%НF) кислот.

Для проведения КО в скважину спускают 62—73 мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислото-возом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транс­портируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы спрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Механизм кислотного воздействия на коллектор лучше всего рассмотреть с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение по­ристости не менее чем на 10%, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50%). Исходя из таких прин­ципов, подбирают состав активной части растворов.

При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте, например, известно, что 1 м³ различных кислот растворяет: 15%-ной НС1 — 200 кг известняка СаСО₃ или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содер­жащего 89% SiO₂, 3% карбонатов и 7% глин; 4% НF — 48 кг каолина; 10%-ной НС1 + 1%-ной НF — 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

Если после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м³ 10%-ной НС1 + 1%-ной НF растворят 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации НР в ГКР до 3% обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5% — до 66 кг.

Приведенные данные используют при расчетах объема кис­лотных растворов и оценках возможной глубины проникнове­ния активной части кислоты в пласт.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости по­род после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Во время взаимодействия соляной кислоты образуются: с карбонатами пород — водорастворимые соли СаС1₂, МдС1₂, газ СО₂, вода;

с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FеСО₃) — хлорное железо FеС1₃, ко­торое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fе(ОН)₃, способного закупоривать поры;

с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66°С — осадок гипса;

с окисью кремния в глинах — осадок, гель кремниевой кислоты;

с окисью щелочных и щелочно-Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются:

с кварцем — газоподобный SiF₄, а после снижения кислотности — гель кремниевой кислоты Si(ОН)₄, который закупоривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) — газоподобный SiF₄;

с кварцем и алюминием — параллельно с SiF₄ образуется гексафторокремниевая кислота Н₂SiF₆, соли которой Nа₂SiF₆ выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значительно меньше.

Часто вместо НF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NН₄НF₂ + NН₄F). Например, для получения раствора (12% НС1 + 3% НF) применяют смесь (16% НС1 + 3% БФФА). Наличие в растворе иона NН₄⁺ увеличивает растворимость продуктов реакции НF с силикатными породами, и по­этому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной Н₂SiР₆ + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно — не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минерало­гического составов, структуры порового пространства, режи­мов фильтрации и термобарических условий прохождения ре­акции. После обработки терригенных коллекторов проницае­мость образцов пород возрастает в 2—7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношения поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотногораствора и гидродинамических условий прохождения реакции.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной кон­центрации. Таким образом, при иных равных условиях за оди­наковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10% или от 12 до 6%). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в норовой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10°С обуславливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой — ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение рав­но 40, а в порах с диаметром 20 мкм — 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм — 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм — 5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдержива­ния для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтра­ции кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.

Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + НF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для обработки известняков, карбонизированных (С_к>3%) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15% НС1_Г а при Т_пл > 100°С — иногда и 30% НС1. Для обработки песчано-глинистых пород (С_к<3%) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10—15% НС1, а за ней — ГКР 1—5% НF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при С_к = 3% его можно записать как 1:1.

Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10%. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин по­лезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз.

Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии К_т.к, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингиби-рованной. При пластовых температурах до 100°С достаточно обеспечить значение К_тк = 20. Если температура 15%-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100°С, то растворяется 3500 г/(м³/ч) железа, а применение ингибитора «Север-1» уменьшает растворимость до 176 г/(м³/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концен­трации НС1. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно при­менять до Т≤110°С, С₀ ≤22% НС1 с К_тк = 23; ингибитор В2 — для Т ≤100°С; С₀≤36% НС1 с K_т.к. = 260; ингибитор ПБ-5 — для Т≤ 100°С, С₀≤22% НС1 с К_тк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5—1%.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Ре³⁴ в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fе³⁺, который обычно составляет 0,3%. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты — до Т≤60°С, для 0,5%-ной лимонной кисло­ты до Т≤ 90°С; для 0,65%-ной КРАСТ — до Т≤ 140°С. Увеличение стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм².

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть — продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3—0,5%. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2% асфальтенов или более 6% смол.

При КО водонагнетательных скважин рекомендуется до­бавлять 0,3—0,5% неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу.

Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м³/м поглощаю­щей толщины пласта, при второй — 1 м³/м, а при третьей — 1,5 м³/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных сква­жин, то увеличение объема КР при последовательно проводи­мых СКО необязательно. Если обработку проводят путем зака­чивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмуль­сий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30—60 мин.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6—12 м³ КР и только иногда 24 м³ и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не дол­жно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработ­ки карбонатных трещинных коллекторов должен быть макси­мально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР пре­имущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

Во время обработки карбонизированных терригенных кол­лекторов С_к≤10% используют кроме продавливающей жидко­сти еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С₀, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону) — и уже на расстоянии нескольких санти­метров С = 0,1С₀. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонат­ного материала пласта в радиальном направлении. Формирует­ся зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С₀ и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формиру­ются еще две кольцевые зоны — узкая с С₀>С>0 и широкая с C = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР, Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30—50% объема кислотного раствора.

Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т. п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных — нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуще­ствляется путем возбуждения притока флюидов из пласта давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пен­ных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20—30 м³ водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т. п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым про­водится эксплуатация скважины.