12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах

Під хімічною дією на привибійну зону пласта розуміють насампе­ред її обробку соляною та іншими кислотами, які розчиняють, відповідно, карбонатні (солянокислотна обробка) та силікатно-карбонатні (глинокис-

На вибір раціональних режимів обробки і технології робіт впливає знання швидкості реакції КР з породами. Швидкість реакції пов'язана з початковою концентрацією кислоти С_о, термобаричними умовами прохо­дження реакції у пласті, відношенням величини поверхні породи, що кон­тактує з кислотою, до об'єму кислотного розчину, а також з гідродинаміч­ними умовами.

За однакові проміжки часу ступінь нейтралізації кислоти породою за­лежить від початкової концентрації. З ростом температури швидкість ре­акції збільшується. Наприклад, з підвищенням температури на 10 °С швид­кість реакції зростає приблизно удвічі. У разі збільшення тиску реакція 2 соляною кислотою сповільнюється, з плавиковою кислотою — дещо зро­стає. Величезний вплив на швидкість реакції має відношення реагуючої поверхні породи до об'єму кислоти у порах, яке різко збільшується із змен­шенням розміру пор. Так, у поровому каналі діаметром 1 мм це відно­шення становить 40, у порах діаметром 20 мкм — 2000. Тому зменшення розмірів пор чи тріщин приводить до різкого підвищення швидкості нейт­ралізації. Наприклад, розрахункова глибина проникнення активної кислоти у каналах діаметром 1 см становить 600 см, діаметром 1 мм — 20 см, у по­рових каналах діаметром 10 мкм — 5 см за інших рівних умов. Нейтралі­зація кислоти у поровому просторі відбувається дуже швидко, часто при нагнітанні її у пласт. Вплив гідродинамічних умов фільтрації кислоти ш швидкість її нейтралізації здебільшого помітний лише у великих канала> або тріщинах.

Вибір рецептури КР здійснюють з урахуванням хімічного і мінераль­ного складу порід, їх фільтраційних властивостей, хімічного складу і вла­стивостей пластових флюїдів, пластової температури і причин забрудненш привибійної зони. Типовий КР складається з активної частини (НС1, НС1 -і НР), розчинника, інгібітора корозії, стабілізатора і ПАР. Для обробки вапняків, карбонізованих (С_к > 3 %) пісковиків, колекторів, забрудненю відкладами карбонатів, застосовують 15%-й розчин СКР НС1, а при Т_пл > > 100 °С іноді й 30%-й розчин НС1. Для обробки піщано-глинистих поріх застосовують ГКО: спочатку закачують СКР 10— 15%-ї НС1, а за нею ГКР 10—15%-ї НС1 + (1-^5)%-й розчин НР. Співвідношення об'ємів першої другої частин розчину залежить від карбонатності породи і при С_к = 5 % становить 1:1.

Розбавлення кислоти здійснюють звичайною водою. Втім, наприклад при КО поліміктових піщано-алевролітових вологомістких порід Західногс Сибіру добрі результати одержують, якщо КР приготовлений на ацетоні зг обводненості свердловин < 10 %. Під час обробки газових і газоконденсат­них свердловин корисно виготовляти КР на спирті (метанол, ізопропалон)

Застосування згаданих вуглеводневих розчинників сприяє зневодненню порід і зменшенню поверхневого натягу на межі поділу фаз.

Ефективність інгібіторів оцінюють за коефіцієнтом гальмування коро­зії К_ГК, який є співвідношенням кількості розчиненого металу в неінгібова-ній кислоті до кількості його в інгібованій кислоті. За пластових темпера­тур до 100 °С достатньо забезпечити значення Л^ = 20. Так, 15%-ва НС1 при 100 °С з нагнітанням кислоти по НКТ розчиняє 3500 г/м² заліза за го­дину; застосуванням 0,5%-го інгібітора Север-І розчинність зменшується до 175 г/м² за годину. Застосування інгібіторів має температурні обмеження та щодо концентрації НС1.

Дуже часто використовують стабілізатори, призначені для поперед­ження випадання осаду Ре³⁺ у вигляді гідроксиду заліза. Цього досягають додаванням у кислоту агентів (органічних кислот), які утворюють із залізом розчинні комплекси. Стабілізувальні властивості обмежуються температу­рою, наприклад: для 2%-ї оцтової кислоти має бути Т< 60 °С.

ПАР застосовують для поліпшення фільтрації КР у породі, попере­дження блокування привибійної зони продуктами реакції і полегшення їх видалення на поверхню. Для КО у нафтодобувних свердловинах викори­стовують катіоноактивні (катапін) і неіоногенні ПАР (превоцел, ОП-ІО, неонол) у кількості 0,3—0,5 %.

У плануванні об'єму кислоти практикується емпіричний підхід. Під час першої КО закачують 0,5 м³ КР на 1 м поминальної товщини пласта, дру­гої — 1 м³/м, третьої — 1,5 м³/м, якщо ці КО призначені для розчинення по­рід і домішок, занесених у пласт при бурінні або ремонті. Якщо ж КО здійснюють для боротьби з відкладами карбонатних солей під час експлуатації нафтових свердловин, збільшення об'єму КР для послідовних КО не потрібне.

В процесі закачування КР у пласт для КО порових колекторів (особ­ливо теригенних) тиск має не перевищувати тиск розриву пласта (розкрит­тя глибоких тріщин), щоб забезпечити рівномірне проникнення кислотних розчинів у пласт. Під час КО тріщинуватих колекторів (особливо кар­бонатних) тиск має бути технічно допустимим на експлуатаційну колону.

Витрачання рідини при закачуванні у пласт для обробки тріщинуватих колекторів має бути максимальним у межах технічно допустимого. В про­цесі обробки порових колекторів (теригенних) зазвичай важко забезпечити добру приймальність свердловин, тому витрата КР є невеликою, але це не­суттєво впливає на глибину проникнення активної кислоти.

Час перебування кислотних розчинів у пласті має не перевищувати ча­су нейтралізації кислот. Це означає, що у порових теригенних колекторах витримування КР у пласті практично не потрібно, а у карбонатних — це тим більше небажано. КР нейтралізуються ще під час руху у порах териген­ного та у порах і тріщинах карбонатного пластів. Якщо не зупиняти руху кислоти і продуктів її реакції у пласті або ж підтримувати залишкову кис­лотність, закупорювання порових каналів практично не відбувається. Про­дукти реакції видаляють із привибійної зони збудженням припливу флюїдів із пласта у свердловину в умовах відкритого переливу або дренування із застосуванням газоподібних агентів (азоту, повітря), пінних систем чи на­сосного обладнання.

За даними МІ. Чорного і В.Г. Гладуна, із застосуванням АЕКО разом з впливом на газоносний пласт ультразвуковими хвилями на газових родо­вищах Прикарпаття для малодебітних газових пластів і на ПСГ приймаль-ність і газовіддача підвищувалися не менш ніж у 1,5 раза.

Особливістю проведення АЕКО є те, що крім розчинення карбонатів, які складають цемент пісковиків і взагалі карбонатних колекторів, емуль­сійно-кислотний розчин (ЕКР) має здатність вступати в хімічні реакції з парафінами, компресійними маслами, конденсатом та іншими забрудню­вачами, які утворюються на вибої свердловини під час її експлуатації з по­дальшим їх розчиненням і винесенням на поверхню. При застосуванні АЕКО доцільно використовувати дію УЗГ, який позитивно себе зареко­мендував під час азотно-емульсійно-кислотної обробки газових пластів. Ультразвукові коливання сприяють активізації дії ЕКР безпосередньо в га­зоносних пластах.

Під впливом акустичного поля високих частот (понад 20 кГц) відбува­ються:

• зниження тиску закачування ЕКР у пласт, що попереджує утворення гідророзриву пласта;

• проникнення ЕКР у менш проникні пропластки;

• глибоке диспергування газової фази в ЕКР і підвищення часу уповіль­ нення швидкості реакції кислоти з породою, що забезпечує глибше про­ никнення в пласт невідреагованого ЕКР і попереджує можливість вторин­ ного закупорювання присвердловинної зони пласта продуктами реакції.

Іноді для досягнення більшого ефекту під час обробки привибійних зон свердловин вдаються до дії на них кислотою (здебільшого соляною — НС1) у комбінації з впливом тепла. Така обробка привибійних зон свердловин одержала назву термокислотної. Ефект досягається активізацією реакції НС1 з карбонатними речовинами у разі підвищення температури.

Термокислотну обробку вибою свердловини здійснюють прокачуван­ням кислоти через наконечник з магнієм, яким закінчується колона нагні­тальних труб. Кислота, реагуючи з магнієм, нагрівається до 150 °С. Гаряча кислота плавить парафін і значно ефективніше розчиняє карбонатні поро­ди. Тому її застосовують у пластах, складених доломітами, і в свердловинах з випаданням парафіну на стінках.

12.1.3. Гідравлічний розрив пласта

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) — це метод утворення но­вих тріщин або розширення і розвиток деяких існуючих у пласті тріщин під час нагнітання у свердловину рідин або піни за високого тиску. Для забезпечення високої проникності тріщини заповнюють закріплювальним агентом, наприклад кварцовим піском. Під дією гірського тиску закріплені тріщини зімкнуться неповністю, внаслідок чого значно збільшиться фільт­раційна поверхня свердловин, а іноді включаться у роботу зони пласта з ліпшою проникністю.

ГРП застосовують у будь-яких породах, за винятком пластичних слан­ців і глин. Це метод не лише відновлення природної продуктивності сверд­ловин, а й значного її збільшення.

Сучасні технології ГРП зазвичай передбачають закріплення тріщин, що розкриваються або формуються під час закачування разом з рідиною приблизно 10 т піску, для застосування збільшення поточного дебіту нафти і газу або приймальності нагнітальних свердловин у низькопроникних (< 0,05 мкм²) пластах товщиною не менше 5 м, а також у пластах з дещо більшою проникністю, але забруднених у привибійній зоні.

Зі збільшенням кількості піску до 20 т відбувається глибокопроникний ГРП, який забезпечує різке збільшення фільтраційної поверхні, зміну ха­рактеру припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням но­вих зон пласта, ізольованих унаслідок макронеоднорідності. Тріщини тако­го ГРП досягають завдовжки 100—150 м за ширини 10—20 мм.

У газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм² застосовують масив­ний ГРП, за якого розвиваються тріщини завдовжки до 1000 м у разі за­кріплення їх масою піску до 300 т. Масивний ГРП дуже дорогий, тому передбачається кошторисною вартістю свердловин.

Для проведення ГРП із свердловини підіймають НКТ та інше глибин­не устаткування (насосне, газліфтне), шаблонують експлуатаційну колону, опускають пакер на НКТ і опресовують його. Процес ГРП розпочинають з перевірки приймальності свердловини за найменшої витрати рідини розри­ву з поступовим її збільшенням (наприклад, 225, 450, 900, 1500 м³/доба) і навіть до значення, за якого забезпечується закріплення тріщин. Далі зака­чують у пласт пісконосій за сталої або зростаючої витрати рідини і за пев­ної концентрації піску (40—250 кг/м³), що залежить від в'язкості рідини та її фільтраційних властивостей. На завершення процесу потрібно витіснити суміш рідини з піском із свердловини у пласт протискувальною рідиною і закрити НКТ для зниження тиску до атмосферного. Далі підіймають НКТ з пакером і опускають глибинне устаткування для експлуатації свердловини.

Для проведення ГРП на свердловину потрібно завезти закріплюваль­ний агент (кварцовий пісок) фракції 0,6—1,0 або 1,0—1,6 мм, рідину роз­риву пласта, рідину-пісконосій, рідину для протискування у пласт піско-носія в об'ємі тієї частини свердловини, по якій закачують рідини. Рідина розриву пласта має бути сумісною з пластовими флюїдами, добре фільтру­ватися у низькопроникну породу і не зменшувати її проникності, не горі­ти, бути недорогою.

Для звичайних ГРП найліпше застосовувати водні розчини (0,1 — 0,3 %) ПАР і полімери (ПАА, КЩ, ССБ). Наприклад, на Прикарпатті за­стосування 0,4%-го водного розчину ПАР забезпечує розвиток і закріплен­ня тріщин піском кількістю до 10 т за концентрації його до 100 кг/м³, в об'ємі рідини 100 м³ та її витрати близько 6000 м³/доба. Протискувальна рідина має бути в'язкою і не горіти. Звичайно тут найліпшими є водні роз­чини 0,1—0,3 % ПАР.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений у пласті під час нагнітання рідини з поверхні, стає більшим від гірського тиску. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризується

різким зниженням тиску на усті свердловини на 3—7 МПа, яке іноді мож­на не помітити. Розкриття існуючих тріщин відбувається за сталого тиску або його незначного збільшення. В обох випадках спостерігається підви­щення коефіцієнта приймальності свердловин К_прс, який після ГРП має збільшитися не менш, як у 3—4 рази, що вважається критерієм можливості закріплення тріщин піском.

Тріщини ГРП у неглибоких свердловинах (до 900 м) мають горизон­тальну орієнтацію, у глибоких свердловинах — вертикальну або похилу, близьку до вертикальної. Розвиток тріщин відбувається у такій площині, де найменші сили опору, тобто найменший гірський тиск, складаються з двох величин: геостатичного і геотектонічного тиску. Наприклад, напрямок роз­витку тріщин на деформованих антиклінальних складках Прикарпаття пе­реважно збігається з напрямком короткої їх осі.

Тиск розриву пласта є найважливішим параметром ГРП. Досвідом ви­явлено, що його можна оцінити за значенням гірського тиску. Тиск розри­ву пласта дорівнює приблизно 0,8 гірського тиску. Один з експрес-методів визначення тиску гідророзриву пласта наведено у підрозд. 10.4.