В последние годы положительные качества пенокислот используются при генерировании их в забойных и пластовых условиях. При этом используют реакции газовыделения, происходящие в контакте HCl и реагентов газовыделения (мочевина, нитрит аммония, нитрит натрия и хлористый аммоний). Такие обработки широко используются на месторождениях Западной Сибири и Северного Кавказа.
3.3 Прямые кислотосодержащие эмульсии
В условиях интенсивного отложения АСПО на стенках фильтрационных каналов, сопряженных с неоднородностью пластов, применение кислотных растворов без углеводородных растворителей неэффективно. Для трещиноватых же коллекторов в таких условиях требуется еще и равномерное поступление углеводородных растворителей с кислотой в ПЗП.
Одним из решений этой проблемы является применение прямых кислотосодержащих эмульсий (ПКЭ) с внутренней углеводородной фазой. При их закачке создаются условия для повышения охвата ПЗП воздействием по толщине и глубине, равномерного продвижения растворителя без их быстрой диффузии по радиусу проникновения, предотвращению преждевременного осаждения диспергированных кольматантов, а также снижается скорость коррозии подземного оборудования.
Кроме того, более низкие значения плотности эмульсии позволяют им с большей долей вероятности фильтроваться в верхние, менее водонасыщенные интервалы, снижая объем попадания эмульсии в зоны, граничащие с подошвенной водой.
Ассортимент известных композиций таких эмульсий невелик и по составу практически идентичен.
Так, известна ПКЭ, которая включает (%): керосин – 30…55, 10…13 %-й раствор HCl – 40…65, 30 %-й раствор сепарола в воде и 5,8 %-й раствор ПАА в воде – 0,01…0,1. эмульсия имеет эффективную вязкость 13…35 мПас и за 6 ч растворяет 30…65 % мрамора, успешно испытана на месторождениях Азербайджана.
В промысловых экспериментах эмульсию закачивали из расчета 0,5…1,0 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта и продавливали в ПЗП углеводородным растворителем. Однако в ряде случаев отмечалось увеличение обводненности продукции. Это, очевидно, свидетельство преимущественного поступления эмульсии в водонасыщенные интервалы ввиду ее гидрофильности и невысокой вязкости. Массовое содержание второго состава эмульсии следующее: 0,2…1,0 % ОП-10 или 0,7…1,5 % смеси ОП-10 и МЛ-80 и остальное – нефть и 12…24 %-й раствор HCl в соотношении 1:1.
При промышленном применении эмульсий на месторождениях Мангышлака в добывающих скважинах успешность составила более 50 %, а в нагнетательных – более 70 %.
Известные зарубежные составы прямых кислотных эмульсий, кроме углеводорода, ПАВ и кислоты, включают не менее 5 г/дм3 антифильтратов полимерной природы (Пат. 3934651 США, МКИ Е 21 В 43/27).
Следует отметить, что недостатками прямых эмульсий, стабилизированных, как правило, неионогенными ПАВ, являются трудность регулирования стабильности в пластовых условиях и их кислотная внешняя среда. При температуре, повышающей точку помутнения ПАВ, происходит их инактивация и эмульсия сразу разрушается с освобождением активного кислотного раствора. Попадание в состав эмульсий нефти при движении по нефтенасыщенным каналам может вызвать рост их вязкости, что ограничивает дальнейшую фильтрацию в глубь пласта.
3.4 Обратные кислотосодержащие эмульсии
Как упоминалось ранее, кислотной системой, эффективно обеспечивающей комплексную обработку ПЗП и повышающей охват пласта воздействием по толщине и глубине, является обратная кислотосодержащая эмульсия (ОКЭ).
При приготовлении ОКЭ на основе высоковязких нефтей имеют место их повышенная стабильность и очень медленная реакция с карбонатной породой. С этой целью предложено введение в состав нефти углеводородных растворителей, например, дизельного топлива. В результате «время жизни» ОКЭ сокращается до 2…4 ч, а вязкость – до 15…80 мПас. технологически этот прием также трудно воспроизвести на практике из-за многообразия состава нефтей и растворителей.
Таким образом, известные составы ОКЭ отличают неравномерность обработки пласта по глубине из-за преимущественного увеличения диаметра крупных каналов, высокая активность кислотного раствора, освобождающегося из эмульсии, трудность разрушения при низких температурах, которая еще более возрастает при растворении в них десорбированных с поверхности горной породы АСПО.
Лучшим составом ОКЭ был бы такой, который позволял бы доставить «бронированный» в углеводородной среде кислотный раствор за радиус цементного камня, довольно быстро разрушался в пласте, но при этом освободившийся кислотный раствор обладал бы низкой скоростью реакции с горной породой и незначительной инфильтрацией по радиусу движения. В свою очередь углеводородная составляющая ОКЭ должна обладать высокой активностью в отношении АСПО как при движении по лифтовым трубам, так и в пласте.
Вместе с тем накопленный опыт применения известных составов ОКЭ в различных нефтяных регионах страны позволяет сделать вывод о их высокой эффективности, особенно при повторных операциях.
Так, на месторождениях Северного Кавказа из десяти повторных обработок в 60-х гг. семь были успешными.
На месторождениях НГДУ Ишимбайнефти до 1975 г. было проведено 616 обработок с применением ОКЭ. При этом в среднем на одну обработку получено 220 т дополнительной нефти, а при простых СКО – 73 т.
В ПО Пермнефть из 10 обработок ОКЭ успешными оказались 7. по ним дебит возрос примерно в 2,1 раза, что в 1,7 раза превышает показатели при обычных СКО на этих объектах.
Успешными были и обработки ОКЭ 56 высокотемпературных скважин месторождений Ставрополя.
В последние годы в связи с незначительным ассортиментом составов ОКЭ, трудностью управления процессами их проникновения в пласт и нейтрализации кислоты в коллекторе, а также разложения при низких температурах объем применения ОКЭ в отрасли снизился и имеет место практически на высокотемпературных объектах Северного Кавказа и Ставрополя.
Раздел 4. Способы соляно - кислотного воздействия
4.1 Кислотные ванны
Наиболее простыми кислотными обработками, предназначенными для очистки стенок и забоя скважин от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т.д. являются кислотные ванны.
Необходимое условие установления кислотной ванны - присутствие раствора кислоты в интервале обработки для чего разработаны определенные технологические приемы закачки и продавки раствора кислоты в скважину.
Исходя из опыта работы, рекомендованы к применению кислотные обработки на основе как соляной и грязевой кислот, так и различных ПАВ, выступающих ингибиторами коррозии. Функции ПАВ при СКО не ограничиваются только защитой металла от коррозии. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе «нефть – отработанный раствор соляной кислоты», а также за счет гидрофобизации (гидрофобность – свойство поверхности тела не смачиваться водой) поверхности породы пласта. Наиболее эффективными гидрофобизирующими реагентами являются гидрофобизатор ИВВ-1 и Нефтенол-ГФ, концентрация которых составляет 0,5-1,5%.
Технологический процесс осуществляется следующим образом. Колонну НКТ спускают до нижней отметки зоны перфорации и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора или других ПАВ от башмака НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации, а затем без остановки продавочную жидкость. После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 0,5-6 часов. По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции. В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть.
Динамические солянокислотные и грязекислотные обработки проводятся аналогичным образом, но с меньшей выдержкой кислоты на реакцию. Расчетное количество соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора закачивается в НКТ, доводится до зоны перфорации расчетным количеством промывочной жидкости (нефть, вода) выдерживается 0,5-1 час. После выдержки закачивается еще 1-1,5 м3 продавочной жидкости, выдерживается 0,5-1 час и т.д. Таких циклов необходимое количество раз, а затем производится промывка скважины, обратная или прямая.
кислотный обработка скважина пласт
4.2 Простые кислотные обработки
Применяются наиболее часто в практике для интенсификации притока нефти. Технологически этот метод осуществляется так же, как и кислотная ванна, с той лишь разницей, что кислота закачивается в пласт под давлением.
Основная цель такой обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счет растворения привнесенных в пласт взвесей и увеличение проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород.
Наибольшая эффективность достигается при проведении простых кислотных обработок после проведения кислотных ванн.
4.3 Термокислотная обработка скважин
Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. Взаимодействию кислоты с породой часто мешают отложения на забое скважины парафина, смол и асфальтенов. Поэтому для повышения эффективности обработки скважин применяют нагретую кислоту.
Кислоту нагревают химическим путем, т. е. за счет экзотермической реакции взаимодействия соляной кислоты с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, опускаемый на трубах в скважину. Лучший реагент для термокислотных обработок - магний, при растворении которого в соляной кислоте выделяется большое количество теплоты (19,1 МДж или 4662,5 ккал на 1 кг Мg), а продукты реакции хорошо растворяются в воде.