Технология проведения кислотной обработки.

Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают НКТ до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторократное от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве и устьевой задвижки через устье в НКТ закачивают кислотный раствор. Закачку ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в ПЗП. Продавливат кислотный раствор продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали). Объем продавочного раствора берут из расчета емкости НКТ, межтрубного пространства плюс 200-300л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь ласта.

После продавливания кислотного раствора в пласт, скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и т.д.). скважину после кислотной обработки осваивают через 10-12 ч, если пластовая температура не превышает 40⁰С, а на высокотемпературных скважинах (1000⁰С и выше) – через 2-3ч. Освоение чаще всего проводят при помощи компрессора. Скважины осваиваются через НКТ, нагнетая газ в затрубное пространство. Скважины могут осваиваться и другими способами: свабированием, промывкой нефтью и т.д.

При обработке скважины соляной кислотой кислота проникает, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются неохваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют пакером или закачивают в наиболее проницаемые участки высоковязкие эмульсии, раствор полиакриамида. После чего делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступает в менее проницаемые участки.

На скважинах, где интенсивно выпадают смлопарафиновые отложения на ПЗП, применяют термокислотную обработку. На забой скважины опускают магний (прутки диаметром 2-4мм, длиной 60см.), который при соприкосновении с соляной кислотой вступает в химическую реакцию, сопровождающую выделением большого количества тепла. Можно применять и др.металлы: натрий, калий.

Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в ПЗП закачвается не обычный кислтный раствор, а аэрированный раствор с ПАВ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию других участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность пен (400-800кг/м²) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.

Кислотная обработка в динамическом режиме (с применением струнного насоса или передвижного компрессора) разработана Б.М.Сучковым, В.И.Кудиновым, И.Н.головиным. Сущность технологии заключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого изменения давления на забое скважины и общей тенденцией к снижению давления во времени, что обеспечивает движения раствора и продуктов реакции по направлению к забою уже в процессе кислотной обработки. Это предотвращает закрепление нерастворимых продуктов реакции в пласте и способствует более полной очитстке пласта от продуктов реакции. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления. Лучших результатов достигают при изменении давления в циклах в интервале 10-25 %. При меньшем изменении давления экранирующий слой на поверхности породы не разрушается, т.к. импульс движения в пласт очень слабый. При большем изменении сокращается число циклов, что тоже не эффективно.

Технологическая схема проведения кислотной обработки в динамическом режиме с применением струйного насоса: в скважину на НКТ опускают струйный насос и пакер с хвостовиком, длина которого соответствует 1-1,5м³. Клнец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пласта. НКТ заполняют ингибированным раствором кислоты, при этом скважинная жидкость вытесняется в затрубное пространство. С помощью пакера разобщают межтрубное пространство и с помощью ЦА-320 или АН-700 закачивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на повышенной скорости. Раствор из НКТ вытесняется пресной или минерализованной водой. Затем в скважину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаровый клапан. В конструкции стрйного насоса используется шарик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается в НКТ после спуска насоса. Шаровый клапан садится в клапанное седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементировочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струйным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость. При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Раствор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик. После этого приподнимают шаровый клапан и через определенное время (5-10мин) расчетный объем раствора кислоты из хвостовика закачивают в пласт. Затрубное пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По выше изложенной технологии проводят несколько циклов. В каждом цикле увеличивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем возвращаемой жидкости уменьшается. Процесс продолжается до полного освоения скважины. Применяется на сложнопостроенных месторождениях с карбонатными коллекторами Удмуртии, где проведено 1213 обработок с высокими технологическими и экономическими показателями. Продолжительность эффекта 1100суток. Прирост 405522т.нефти.