Солянокислотная обработка скважин

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов.

 

 Технологическая эффективность  применения методов увеличения  нефтеотдачи характеризуется:

 

- дополнительной добычей  нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта;

 

- текущей дополнительной  добычей нефти за счет интенсификации  отбора жидкости из пласта;

 

- сокращением объема попутно  добываемой воды. Дополнительно  добытая нефть за установленный  период времени определяется  арифметической разностью между  фактической скважин с ГРП  и расчетной добычей без проведения  ГРП (базовая добыча).

 

 При подсчете добычи  нефти за истекший период основная  задача заключается только в  правильном определении базовой  добычи нефти.

 

 Одним из методов  является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели.

 

 Что касается расчетных  методов оценки, то, исходя из  конкретной ситуации, необходимо  отметить следующее. Скважины  с ГРП рассредоточены практически  по всей территории крупного  месторождения. Создание расчетной  модели объектов даже по отдельным  площадям сопряжено с огромным  объемом работ и задействованием  мощной вычислительной техники.  К тому же, к настоящему времени  по скважинам имеется очень  скудная геолого-физическая и  геолого-промысловая информация, часть  которой подвержена изменениям  в процессе эксплуатации скважин,  во времени. В итоге, в значительной  мере затрудняется адаптация  расчетной модели и получения  надежных прогнозных технологических  показателей разработки. При этом  представляется, что результаты  наиболее приемлемы или страдают  наименьшей погрешностью для  относительных оценок взаимовлияния  скважин, т.е. их интерференции.

 

 В заключении можно  отметить, что ГРП позволяет решать  следующие задачи:

 

1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии  загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

 

2) расширение интервала  притока (поглощения) при многопластовом  строении объекта;

 

3) интенсификация притока  нефти, например, с использованием  гранулированного магния; изоляция  притока воды; регулирование профиля  приемистости и т.д.

 

 

 

 

10.1 Солянокислотная обработка

 

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. При этом происходят следующие химические реакции:

 

 

 

в известняках                      2НС1 + СаСОз = СаС12 + H2O + СО2;

 

 

 

в доломитах                      4НС1 + CaMg (СО3)2 = СаС12 + MgC12 + 2Н2О + 2СО2. 

 

 

 

Рисунок 10.1  - Схема проведения кислотной обработки

 

 

 

 

В зависимости от пластовых  условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

 

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют  формалин (CH2O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт (НЧК).

 

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются  из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в  кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции – НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.

 

Порядок добавления различных  реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) —  техническая соляная кислота  — хлористый барий — интенсификатор.

 

Кислота нагнетается в  скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м3 на 1 м  длины  фильтра с помощью  специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов  ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции  кислоты с момента окончания  закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин  после обработки. Обработка считается  успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт.