Для глушения используется широкий
спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.),
эмульсионные растворы, сырую нефть,
дизельное топливо, метанолы, природный
газ, пену и воздух.
Нефть и
нефтеэмульсионные растворы могут
с успехом применятся в качестве
жидкостей глушения в пластах
с водочувствительными глинами
и в зависимости от геологотехнических
условий. Однако повышенная пожароопасность
и сложность приготовления являются
причинами, препятствующими их
широкому внедрению. Известно
и применение для глушения
скважин с водочувствительными
глинами в коллекторе растворов
на нефтяной основе, представляющие
собой смеси окисленного битума,
органических кислот, щелочи, стабилизатора
и дизельного топлива. Битум
диспергируется до коллоидного
состояния в дизельном топливе
и служит для снижения фильтратоотдачи.
В этом случае используется
и разновидность раствора на
нефтяной основе - меловая эмульсия.
Если при глушение скважины, вышедшей
в ремонт, применять жидкость, обладающую
одновременно свойствами задавочной жидкости
(регулируемые плотность, вязкость, статическое
напряжение сдвига) и растворяющей способностью
к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям,
то операцию обработки призабойной зоны
можно совместить с подземным ремонтом.
Такой технологической жидкостью является
обратная эмульсия, содержащая в депрессионной
среде необходимое количество углеводородного
растворителя, способного отфильтровываться
без разрушения эмульсии. Эффективность
обработки призабойной зоны продуктивного
пласта обратной эмульсией, обладающей
растворяющими свойствами, превышает
эффективность обработки пласта чистым
углеродным растворителем.
Перед проведением ремонта скважины
необходимо провести исследования для
определения создания плана работ
по ликвидации аварии. После тщательного
обследования состояния эксплуатационной
колонны и положения упавших
в скважину труб или других предметов,
приступают к спуску ловильного инструмента.
4.2 Осушествление
подземных работ (Ликвидация песчаных
пробок, кислотная обработка, гидроразрыв
плоста).
Ликвидация
песчаных пробок
Песчаные пробки периодически промывают
жидкостью или чистят гидробуром.
В качестве промывочной жидкости применяют
нефть, воду (обработанную ПАВ), глинистый
раствор, аэрированную жидкость, пену,
плотность которых соответствует
пластовому давлению. Промывка основана
на использовании энергии струи
закачиваемой жидкости для разрушения
песчаной пробки и выноса песчинок
на поверхность. Возможны прямая, обратная,
комбинированная и непрерывная
промывки.
При прямой промывке жидкость закачивают
в НКТ, вынос песка происходит
по затрубному пространству. При обратной
промывке создают поток в обратном
направлении. Струя, выходящая из НКТ,
лучше размывает пробку. Для улучшения
разрыхления пробки на конец НКТ.навинчивают
различные наконечники (кососрезанную
трубу, насадку, фрезу и др.). Однако при
прямой промывке скорость восходящего
потока меньше, чем при обратной промывке.
Поэтому при комбинированной промывке
размыв осуществляют путем закачки в НКТ,
а для выноса песка периодически переходят
на обратную промывку. Промывочное устройство,
которое устанавливают выше башмака НКТ,
позволяет закачивать жидкость в затрубное
пространство, размывать через башмак
НКТ и осуществлять подъем по НКТ. При
промывке трубы подвешивают на вертлюге
подъемника, а жидкость поступает по промывочному
шлангу. Для обратной промывки устье скважины
герметизируют промывочной головкой (сальником).
При непрерывной прямой промывке применяют
промывочную головку, которая позволяет
наращивать трубы почти без прекращения
прокачки жидкости.
Для чистки песчаных пробок применяют
также гидробур, который спускается
в скважину на канате. Гидробуром ударяют
о поверхность пробки, при этом
долото разрыхляет ее. При подъеме
плунжер поршневого насоса гидробура
засасывает жидкость с песком из-под
долота. Песок отделяется в сепараторе
и поступает в желонку, а жидкость
- под плунжер насоса.
Беструбный гидробур действует
как желонка многократного действия.
Он состоит из трех основных узлов
долота, служащего для разрушения
породы; желонки, в которой собирается
разбуренная порода, и плунжерного
насоса, создающего циркуляцию жидкости
в скважине. При необходимости
для увеличения веса инструмента
между долотом и желонкой устанавливают
утяжелитель из толстостенной трубы.
После падения инструмента на
забой долото врезается в породу.
Плунжер насоса под действием
собственного веса и инерции при
ударе двигается вниз, вытесняя жидкость
из корпуса насоса через отверстие
бокового плоского клапана.
Песчаные пробки удаляют чисткой
ствола желонкой или промывкой скважины.
Чистка скважины - длительный и трудоемкий
процесс, вызывающий к тому же сильный
износ оборудования скважины. Ее применяют
лишь на неглубоких скважинах при
небольшой мощности пробок. Для чистки
используют желонки различных типов:
простые, поршневые и автоматические.
Желонку спускают на канате в скважину,
и когда от желонки до пробки остается
несколько метров, отпускают тормоз
лебедки. Под действием собственного
веса желонка падает вниз и с силой
ударяется о пробку. При ударе
клапан желонки открывается и
некоторое количество песка попадает
в желонку. Для лучшего заполнения желонки
ее несколько раз приподнимают и ударяют
о пробку, после чего желонку извлекают
на поверхность для очистки.
Кислотные обработки
скважин
Наиболее эффективным
и часто применяемым методом
обработки призабойной зоны скважин
с целью восстановления или
улучшения проницаемости являются
кислотные обработки. Чаще всего
кислотные обработки проводят
с использованием соляной (НС1)
и фтористоводородной (НР) кислоты.
Соляно-кислотная
обработка скважин основана на
способности соляной кислоты
растворять карбонатные породы-известняки,
доломиты, доломитизированные известняки,
слагающие продуктивные породы
нефтяных и газовых месторождений.
При этом происходят следующие
реакции. При воздействии на
известняк:
2НС1+СаС03=СаС12+С02.
При воздействии на
доломит:
4НС1+СаМ§(С03)2=СаС12+М§С12+
Н20 +2С02.
Продукты реакции
соляной кислоты с карбонатами
- хлористый кальций (СаС12) и хлористый
магний (М§С12) - из-за их высокой
растворимости не выпадают в
осадок из раствора прореатировавшей
кислоты. После кислотной обработки
и завершения реакции они удаляются
из призабойной зоны пласта
при освоении скважины. Под действием
соляной кислоты нередко образуются
длинные кавернообразные каналы
и расширяются естественные трещины
продуктивного пласта. В результате
значительно увеличиваются область
дренирования скважин и дебиты
нефтяных или приемистость нагнетательных
скважин. Соляно-кислотные обработки
в основном предназначены для
ввода кислоты в пласт, по
возможности, на значительные
от забоя скважины расстояния
с целью расширения каналов
и улучшения их сообщаемости,
а также для очистки порового
пространства от илистых образований.
Глубина проникновения кислотного
раствора в пласт и эффективность
кислотной обработки зависят
от пластовой температуры, давления,
концентрации кислотного раствора
и химического состава пород,
а также от объема кислотного
раствора и скорости закачки
его в пласт.
Следует учитывать,
что при температуре выше 20°
С основная масса известняка
растворяется в течение 20-30 минут.
С учетом этого, при кислотной
обработке скважин с высокой
забойной температурой для обеспечения
ввода кислотного раствора глубоко
в пласт следует повышать скорость
закачки кислоты или предварительно
охлаждать призабойную зону пласта,
применять различные замедлители
реакции кислоты с породами
пласта и т.д.
Скорость растворения
пород в кислоте значительно
замедляется с повышением давления.
Лабораторными и промысловыми
испытаниями установлено, что
в зависимости от карбонатно-сти
пород, их проницаемости и температуры
на 1 м толщины пласта в среднем
расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного
раствора. С целью восстановления
приемистости нагнетательных скважин
следует иметь в виду, что кислотный
раствор реагирует с гидроокисью
железа:
Ре(ОН)3+ЗНС1=РеС13+ЗН20.
Растворимая соль
хлорида железа может быть
поднята на поверхность при
самоизливе или закачена вглубь
пласта при пуске скважины
под нагнетание. В тех случаях,
когда призабойная зона пласта
нагнетательных скважин закупорена
одновременно смесью коррозионных
отложений, ила и высокомолекулярных
компонентов нефти, в результате
кислотной обработки удается
растворить продукты железа, диспергировать
взвеси ила и нефтепродуктов
и вынести их на поверхность
изливом скважины. Рекомендуется
для обработки нагнетательных
скважин использовать большие
объемы кислотных растворов. Необходимо
учитывать, что в кислоте всегда
присутствуют примеси, которые
при взаимодействии с ней могут
образовывать нерастворимые в
растворе нейтрализованной кислоты
осадки, выпадение которых в порах
пласта снижает проницаемость
призабойной зоны скважины. Среди
таких примесей можно отметить
следующие:
хлористое железо (РеС12), образующееся
в результате гидролиза гидрата
окиси железа [Ре(ОН)3], выпадающего
в виде объемистого осадка;
серная кислота Н2504 в растворе;
при взаимодействии ее с хлористым
кальцием СаС12 образует гипс (Са504*2Н20),
который удерживается в растворе
лишь в незначительных количествах.
Основная масса гипса выпадает в
осадок в виде волокнистой массы
игольчатых кристаллов;
некоторые реагенты, вводимые в раствор
кислоты в качестве антикоррозионных
добавок;
фтористый водород и фосфорная
кислота, которые присутствуют в
соляной кислоте (при некоторых
технологических схемах ее производства)
и при реагировании с карбонатами
образуют в пласте нерастворимые
осадки фтористого кальция (СаР2) и фосфорно-кислого
кальция [Са3(Р04)2].
Раствор соляной кислоты
для обработки призабойных
зон скважин готовится с содержанием
чистой соляной кислоты (НС1) в
пределах 15%. При большем ее содержании
нейтрализованный раствор получается
очень вязким, что затрудняет
его выход из пор и трещин
пласта. Температура замерзания 15% раствора
НС1 равна -32,8° С. Для проведения
кислотных обработок объем и
концентрация раствора кислоты
приготавливаются для каждого
месторождения и каждой скважины
индивидуально.
Заводами вырабатывается
несколько сортов технической
соляной кислоты, которые различаются
между собой концентрацией НС1
и содержанием в ней вредных
примесей: железа, серной кислоты
и др. С учетом этого лучшим
сортом является синтетическая
соляная кислота с содержанием
НС1 - не менее 31%, железа - не более
0,02%, серной кислоты - не более
0,005%. Растворы соляной кислоты,
применяемые на промыслах при
обработке скважин, обладают высокими
коррозионными свойствами. Чем выше
концентрация НС1 в растворе кислоты,
тем в большей мере и быстрее
происходит коррозионное разрушение
металла. Для борьбы с коррозией
и предупреждения закупоривания
пор и трещин железом и сульфатами
в растворы соляной кислоты
добавляют химические реагенты,
называемые ингибиторами коррозии
и стабилизаторами.
Ингибиторы добавляют
в количестве до 0,1% в зависимости
от типа ингибитора и его
концентрации. В качестве ингибиторов
применяют:
формалин (0,6%), снижающий коррозионную
активность в 7-8 раз;
уникол ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную
активность в 30-40 раз. Учитывая, что
уникол не растворяется в воде, из нейтрализованной
(отреагированной) кислоты он выпадает
в осадок, его концентрацию уменьшают
до 0,1%, что снижает коррозионную
активность только в 15 раз.
Ингибитор катапин
А при дозировке 0,1% от объема
кислотного раствора снижает
коррозионную активность раствора
в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1
м3 раствора) - в 45 раз. Защитные
свойства катапина А значительно
ухудшаются при высоких температурах.
Например, при температуре 80-100°
С его дозировка увеличивается
до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Катапин
А является хорошим катионактивным
ПАВ. Кроме перечисленных, имеются
и другие реагенты для снижения
коррозионной активности раствора
НС1.
Стабилизаторы - это
вещества, необходимые для удерживания
в растворенном состоянии продуктов
реакции примесей раствора НС1
с железом, песчаниками, цементом,
а также для удаления из
раствора соляной кислоты вредной
примеси серной кислоты и превращения
ее в растворимую соль бария:
Н2 304+ВаС12=Ва304+2НС1.
В этом случае раствор
соляной кислоты перед закачкой
в скважину обрабатывают раствором
хлористого бария (ВаСЬ). Образующийся
сернокислый барий Ва8С>4 легко
удерживается в растворе и
удаляется из пор пласта в
жидком состоянии вместе с
другими продуктами реакции. Соляная
кислота при взаимодействии с
глинами образует соли алюминия,
а с песчаниками и цементом
- гель кремниевой кислоты, выпадающие
в осадок. Для недопущения этого
применяют стабилизаторы - уксусную
(СН3СООН) и плавиковую (НР) кислоты,
а также другие (лимонная, винная
и другие) кислоты. Добавка плавиковой
кислоты (НР) в количестве 1-2% предупреждает
образование геля кремниевой
кислоты, закупоривающего поры
и трещины коллектора, а также
способствует лучшему растворению
цементной корки. Уксусная кислота
(СН3СООН) удерживает в растворенном
состоянии соли железа, алюминия
и в значительной степени замедляет
реакцию раствора НС1 с породой,
что способствует закачке концентрированного
раствора соляной кислоты в
более удаленные от забоя участки
пласта.
В промысловой практике
используются так называемые
ин-тенсификаторы. Интенсификаторы
- это поверхностно-активные вещества
(ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное
натяжение продуктов реакции.
Адсорбируясь на стенках поровых
каналов, интенсификаторы облегчают
отделение от породы воды и
улучшают условия смачивания
пород нефтью, что облегчает удаление
продуктов реакции из пласта.
Добавка ПАВ повышает эффективность
кислотных обработок. Некоторые
ингибиторы, такие как катапин А, мервелан
К(О), одновременно выполняют роль интенсификаторов,
так как являются и активными ПАВами. В
качестве интенсификаторов используют
такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд
других. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для
первой половины кислотного раствора
и 0,1% для оставшейся части раствора. Растворы
соляной кислоты обычно готовят на промысловых
кислотных базах и реже непосредственно
на скважине. Для приготовления рабочего
раствора вначале в расчетное количество
воды вводят ингибитор и стабилизатор,
а затем соляную кислоту. После перемешивания
добавляют хлористый барий, снова перемешивают
до исчезновения хлопьев хлористого бария,
контролируя анализами проб. После этого
добавляют интенсифи-катор, снова перемешивают
и дают раствору отстояться до полного
осветления и осаждения сернокислого
бария.