СКО
По технологии проведения СКО различают: а) кислотные ванны (без закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола скважины); б) обычные (простые) СКО (с закачкой кислоты в пласт); в) СКО под давлением (с интенсивной закачкой кислоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) по-интеравальные (ступенчатые) обработки (с регулированием места входа кислоты в пласт).
Можно выделить также: а) пенокислотные обработки (с использованием аэрированного солянокислотного раствора в виде пены при средней степени аэрации в нормальных условиях от 15 до 25); б) газокислотные обработки (азот от АГУ 6000-500/200 или природный газ из соседних газовых скважин); в) серийные обработки (многократные с интервалом от 5 до 10 сут); г) кислотоструйные обработки (через гидромониторные насадки).
Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят методом промывки (прокачки). Применяется раствор повышенной концентрации (от 15 до 20%). Время выдержки составляет от 16 до 24 ч.
Простые СКО наиболее распространенный вид обработки призабойной зоны. Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:
- промывка скважины;
- закачивание расчетного объема кислотного раствора в скважину;
- задавливание расчетного объема кислотного раствора в ПЗС в пределах обрабатываемого интервала;
- вызов притока и освоение после нейтрализации кислотного раствора;
- исследование скважины.
Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.
В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропанобутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. В скважинах, дающих нефть с водой, при слабом водопроявлении и при нижнем положении обводненного интервала можно ограничиться заливкой на забой бланкета концентрированного раствора хлористого кальция или тяжелой и вязкой эмульсии типа «вода в нефти». В остальных случаях необходимо выполнение работ по изоляции притока воды, например с применением твердеющих смол. Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.
Закачку расчетного объема кислотного раствора в скважину ведут через НКТ во избежание повреждения эксплуатационной колонны кислотой. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны.
Объемы кислотного раствора для простых обработок, в расчете на 1 м толщины пласта, рекомендуются следующие (в м3).
Для первичных обработок пористых пород:
- малопроницаемых, тонкопористых - 0,4 ÷0,6;
- высокопроницаемых - 0,6÷1.
Для вторичных обработок пористых пород:
- малопроницаемых, тонкопористых - 0,6÷1;
- высокопроницаемых - 1,0÷1,5.
Для первичных обработок трещиноватых пород - 0,6÷0,8.
Для вторичных обработок трещиноватых пород - 1,0÷1,5.
Для последующих обработок общая растворяющая способность всего раствора должна увеличиваться как за счет наращивания объема, так и за счет повышения концентрации кислоты, если не требуется коренное изменение технологии обработок, например перехода на другие их виды.
За основную концентрацию рабочего кислотного раствора следует принимать 15% НС1, а за максимальную 20% НС1.
Продавочной жидкостью при таких обработках скважин обычно служит нефть того же месторождения. При обработках газовых скважин лучше применять для задавливания кислоты воду или газ. При обработках нагнетательных скважин - воду, желательно с добавкой ПАВ типа ОП-10 в первые ее порции.
Техника закачки кислотного раствора и продавочной жидкости определяется необходимостью выполнения основного условия обработки, а именно: уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавливания ее в пласт должен находиться только в пределах интервала ствола скважины, выбранного для данной обработки.
Для скважин, в которых можно установить циркуляцию нефти с выходом ее из затрубного пространства при закачке агрегатом, предназначенным для обработки, это достигается следующим приемом. В нефтяную скважину форсированно закачивается нефть, а в нагнетательную воду, до устойчивого переливания ее из затрубного пространства. После этого закачивается кислотный раствор при открытом затрубном пространстве с контролем за расходом. Как только кислотный раствор будет подан в объеме насосно-компрессорных труб и емкости интервала обработки за трубами, немедленно перекрывается затрубное пространство и нагнетается запланированный объем кислоты. Вслед за ней, также без перерыва в закачке, подается продавочная жидкость в запланированном объеме.
При обработке открытого ствола скважины количество продавочной жидкости может быть запланировано лишь в объеме труб (трубы от насосного агрегата до скважины и трубы НКТ), если открытый ствол за трубами предусматривается оставить заполненным кислотой, или же в объеме труб и емкости интервала обработки за трубами, если предусматривается закачать всю кислоту в пласт.
В скважине, закрепленной обсадной колонной, количество продавочной жидкости планируется в объеме второго варианта (т.е. вся кислота продавливается в пласт). В нагнетательных скважинах продавочная вода закачивается в объеме, равном от 3 - 4 и более объемам труб, после чего скважина подключается к водоводу и после прямой и обратной промывок переводится под закачку.
В нефтяных скважинах, где по условиям в залежи установить циркуляцию невозможно, производится предварительная подкачка нефти на предельно высокой скорости и, вслед за ней, на той же скорости закачка всего объема кислоты и продавочной жидкости.
Для обеспечения более равномерной разработки приствольной части призабойной зоны и полного охвата всей мощности обрабатываемого пласта образованием первичных каналов растворения с учетом более глубокого развития их при последующих обработках скорость закачки ограничивается только при первичной обработке малопроницаемых тонкопористых карбонатов.
Во всех других случаях необходимо стремиться к максимальному увеличению скорости продвижения кислоты по пласту в целях достижения наиболее глубокого проникновения ее от ствола скважины.
После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта. Время выдерживания кислоты на реагирование (нейтрализацию) в пласте зависит от многих факторов, учесть которые затруднительно. Наиболее надежно оно устанавливается на основе анализа на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты после определенного срока выдерживания ее в пласте.
Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки выдерживания:
- при оставлении хвостовой части кислоты в открытом стволе скважины от 8-12 ч и до 24 ч;
- при задавливании всей кислоты в пласт:
- при температуре забоя от 15 до 30° С до 2 ч;
- при температуре от 30 до 60° С 1 ÷1,5 ч;
- при более высоких температурах время выдерживания вообще не планируется, так как работы по переводу скважины на эксплуатацию займут большее время, чем его нужно для полной нейтрализации кислоты в пласте.