Дебит скважины во многом зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его призабойной зоны – ПЗП), которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в ПЗП приобретают особое значение. Кроме того, после снижения кольматации (процесс естественного и искусственного проникновения мелких, главным образом глинистых и коллоидных частиц в поры и трещины горных пород) солями жесткости (привносимыми закачиваемой водой) повышается приемистость нагнетательных скважин в терригенных коллекторах.
Существует множество технологических вариантов проведения кислотной обработки: начиная от небольших кислотных ванн и до объемных кислотных обработок с использованием потокоотклоняющих технологий. Современные кислотные композиции, кроме собственно соляной или глино-кислоты, содержат целый «букет» компонентов (выполняющих различные функции), в том числе добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции. «Как известно, при контакте кислоты и нефти происходит образование стойких нефтекислотных эмульсий, негативно влияющих на проницаемость ПЗП, а значит, и эффективность кислотной стимуляции, - полагает Анатолий Шипилов, технический директор ЗАО «Полиэкс» (Пермь). - Стойкость эмульсии зависит от ряда факторов, среди которых определяющим является наличие в компонентах эмульсии ПАВ-эмульгаторов. Это могут быть как природные соединения, находящиеся в нефти, так и соединения техногенного характера, и, в первую очередь, ингибиторы кислотной коррозии». Отсюда, в частности, вытекает задача правильного (гармоничного) составления кислотной композиции для эффективной обработки пласта. СИН32 (ООО «Синергия-Н») Технологически закачка кислоты в скважину выглядит следующим образом: колонну НКТ спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество соляной кислоты с добавками ПАВ, или специальную кислотную композицию, а затем без остановки продавочную жидкость. После ее закачивания в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства. По истечении расчетного времени реагирования скважину промывают через затрубное пространство водой (обратная промывка) или нефтью через НКТ (прямая промывка). В нефтяных добывающих скважинах при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть. Динамические обработки проводятся аналогично, но без выдержки кислоты на реакцию. После кислотной ванны можно провести «простую обработку» - закачать кислоту в пласт под давлением. Нужная концентрация (6-12%) достигается разбавлением товарных форм кислоты водой. При первичных обработках рекомендуется давление кислоты 8-12 МПа. При последующих желательна максимально возможная скорость продвижения кислоты по пласту, при наиболее полном охвате пласта и недопущении его разрыва. Долой ионы железа Соляная кислота HCl – водный раствор хлористого водорода, прозрачная бесцветная или желтоватая, негорючая жидкость, дымится на воздухе. Массовая доля HCl в растворе: марка А – не менее 35%, марка Б – не менее 31,5%, ингибированная – 22-24%. Перевозится в специальных гуммированных ж/д цистернах, полиэтиленовых или стальных бочках (канистрах), неограниченно хранится в них же или герметичных резервуарах из стойких материалов. Синтетическую соляную кислоту получают абсорбцией водой хлористого водорода, образующегося при взаимодействии электролитического хлора и водорода. «Эффективность кислотной стимуляции нефтяных скважин существенным образом зависит от качества применяемой соляной кислоты, - считает Анатолий Шипилов. - Присутствие в ней даже незначительного количества ионов железа и других примесей приводит к резкому снижению эффективности кислотной обработки ПЗП и существенному снижению планируемого прироста добычи углеводородов с обработанной скважины. Также повышенное содержание ионов железа ведет к необходимости использовать ингибиторы коррозии в высоких концентрациях. АНЦ-32/50 (ОАО «Первомайскхиммаш») Для производства ингибированной соляной кислоты зачастую используют абгазную соляную кислоту, являющуюся отходом химических производств, и ингибитор солянокислотной коррозии. Повышенное содержание железа в абгазных кислотах имеет существенные негативные последствия для нефтедобытчиков, так как оно всегда приводит к образованию гидроокиси железа после истощения кислоты и, как следствие, к кольматации и снижению проницаемости ПЗП. Ингибитор коррозии в высоких концентрациях также ведет к образованию стабильных нефтекислотных эмульсий и кольматации ПЗП - так, увеличение содержания трехвалентного железа в отработанной до 0,25% кислоте снижает проницаемость керна до 20 раз. Проницаемость не снижается только при содержании железа в отработанной кислоте менее 0,00005%. Другой негативный момент присутствия в соляной кислоте ионов железа - повышенный расход ингибитора для снижения скорости коррозии. Наиболее эффективный вариант кислотной стимуляции нефтяных скважин - использование соляной кислоты с минимальным содержанием ионов железа (менее 0,0001%) либо ингибированной с использованием ингибиторов с низким межфазным натяжением». |
