Легко ли добыть нефть. Что такое бесподходная солянокислотная обработка и как ее делают⁠⁠

Здравствуйте, мои уважаемые читатели.

Кто следит за моими постами, тот знает, что большинство из этих записей (на полноценные статьи они, конечно, не тянут), посвящены нефтегазовой тематике. При том как чисто теоретической, так и практической стороне добычи углеводородов. Прошлый цикл статей про сланцевую нефть был теоретическим, сегодня будет посвящен практике, темой будет бесподходная солянокислотная обработка.

Про солянокислотные обработки (СКО) я уже писал, но там было больше теории. Кому интересно (и кто не знает, что это вообще такое: Что такое солянокислотная обработка призабойной зоны и для чего она проводится. Часть 1).

Как там было упомянуто, большинство СКО проводятся во время ремонта скважины. Но нередко бывает, что у нас скважина недавно запущена в работу, глубинный насос исправен, но дебет (производительность) насоса падает, при том, зачастую, резко. Причин тут может быть несколько – негерметичность трубы, асфальтосмолистые и парафинистые отложения в трубах и, наконец, кольматация призабойной зоны скважины (ПЗС). Не буду подробно разъяснять, все это было в темах про кислоту, вкратце, ПЗС – зона питания скважины представляет собой пористую породу. Загрязняющие частицы (кольматанты) забивают поры и ее проницаемость резко падает, дебет снижается. СКО промывает поры пласта, растворяет кольматанты и дебет увеличивается.
Обычно СКО делают при бригаде. Но в данном случае это нецелесообразно, т. к. ремонт скважины дорог и занимает довольно много времени. Судите сами, взять простейшую смену насоса с ОПЗ (обработка призабойной зоны). Для этого надо сделать переезд бригады, заглушить скважину, поднять насос, спустить опрессовочный пакер, опрессовать ПВО и колонну, поднять, сменить трубу с фондовой на технологическую, спустить воронку (если делать обработку под давлением со спуском пакера – времени уйдет еще больше), сделать СКО, промывку, поднять трубу, обратно сменить на фондовую, сделать монтаж насоса, спустить, опрессовать лифт НКТ и кабельный ввод. Все это займет суток трое. А если дебит скважины по нефти тонн сорок, потери составят 2880 тонн!!. Это, знаете ли, весьма дорогое удовольствие, особенно если учесть, что насос работает, надо только промыть ПЗС и получай себе нефть. В таких случаях делают безподходную СКО, т. е. без бригады.

С чего начинается любая солянокислотная обработка? А она начинается с плана. В зависимости от пород пласта, его проницаемости, требуемого охвата пласта, объёма скважины, составляют план работ. Я не буду впадать в подробности расчетов, но, если кому это интересно, могу вкратце расписать, но только в другой теме. Ну а пока полистаем план

Титульный лист. Тут все понятно, кто делает ОПЗ, утверждение заказчиком и подрядчиком, месторождение, куст, скважина

На второй странице написаны основные геолого-технические характеристики скважины, а также технологические жидкости, которые будут использованы для СКО.

Как видим, в данном случае будет проводится глинокислотная обработка (глинокислота – смесь фтороводородной (плавиковой) и соляной ксилоты) 12-% процентной концентрации. Продавка будет проводится техводой, обычно объем довольно большой, гораздо больше, чем требуется при проведении СКО при бригаде. Почему так? Во- первых, при бригаде кислоту и продавку делают через спущенные трубы НКТ. Их объем относительно небольшой. Безподходную же делают по затрубному пространству гораздо большего объема. Во-вторых, после проведения кислотной обработки образуется много продуктов реакции, в том числе и нерастворимых. Поэтому после обработки при бригаде обязательно делают промывку скважины. Тут же ее провести невозможно, поэтому проводят продавку продуктов реакции за пределы призабойной зоны.

На следующих страницах имеется схема конструкции скважины и описание порядка работ.

После того, как план написан и утвержден, он попадает в руки непосредственного исполнителя. Это звено ОПЗ, которое имеет, как правило, одного технолога (мастера) ХОС (химических обработок скважин), одного-двух операторов и несколько единиц техники – флот. Обычно в него входят кислотный насосный агрегат типа СИН-32, кислотовоз и несколько автоцистерн для перевозки продавочной жидкости (обычно это техвода или нефть).

Мастер и операторы готовят рабочие растворы, заполняют кислотовозы, агрегаты и цистерны и выдвигаются к месту работ. Как готовят – я уже писал, можете пройти по ссылке выше и почитать. Может быть сделаю фотоотчет. Когда-нибудь.

Перед работой делают пропарки задвижек фонтанной арматуры. Делают это с помощью ППУ – передвижной паровой установки. Зима, мороз, задвижки заморожены, сломать из просто. Подогревать огоньком нельзя, сами понимаете – пожаровзрывоопасный объект. Вот и греют паром.

Про устройство фонтанной арматуры я уже писал, поэтому скажу, что греют три задвижки – две линейные и одну полевую. Откуда такие названия? Да все очень просто. Линейные задвижки стоят в линии подачи нефтепродуктов (шлейфе). Он представляет собой трубу, которая под землей идет от скважины к АГЗУ (автоматической групповой замерной установке). Что это такое я напишу в других постах, по сбору и подготовке нефти и газа, вкратце – там происходит замер дебита скважины и дегазация скважинной жидкости.

Верхняя справа - трубная, нижняя справа - затрубная

Полевая - слева

"Потроха" АГЗУ, крайняя задвижка - выход в дренажную емкость

Линейных задвижек две, верхняя соединена с трубным пространством, нижняя - с затрубным. После пропарки шлейф продувают. Для этого открывают затрубную задвижку, в затрубе всегда есть газ. А в АГЗУ открывают задвижку на дренажную емкость. Она всегда имеется на кусту и предназначена для продувки технологических трубопроводов, сбора технологических жидкостей и тд. Она закопана в землю, над землёй имеется только газоотводная труба.

Теперь приступаем к самой кислотной обработке. Для этого подбивают линию к полевой задвижке. Она выходит со стороны, обратной линейной. В линии имеется обратный клапан, шаровый кран высокого давления и стравливающий клапан. Проверяем плотность раствора с помощью ареометра АОН. Она должная быть 1,057 г/см3 для 12% процентного раствора.

Чтобы убедиться, что это именно раствор кислоты, а не соленая водичка, используем Ph-метр. Можно, конечно, по старинке пользоваться лакмусовой бумагой, но прогресс не стоит на месте.

0,2 – среда сильнокислая. Прекрасно. Начинаем закачку. Сначала опрессуем нагнетательную линию на полуторократное ожидаемое давление.

В нашем случае это будет 90 атмосфер, потому что максимально допустимое – 60. Это обусловлено тем, что на затрубе скважины, в которую спущен ЭЦН, имеется кабельный ввод, через который проходит силовой кабель.

В нем есть сальниковый уплотнитель, который рассчитан выдерживать 60 атмосфер.

После спуска ЭЦН его опрессовывают именно на такое давление. Или, по крайней мере, должны опрессовывать, акт на опрессовку составляется и подшивается к сдаваемой документации при закрытии ремонта. Если превысить это давление, он может вылететь, и тогда будет все грустно, нужно проводить ремонт.

После опрессовки закачивают рабочий кислотный состав. После этого делают его продавку в пласт, а заодно и продавливают в пласт продукты реакции. Ждут некоторое время (2-3 часа, в зависимость от объема кислотного состава, температуры и состава пород пласта), а затем запускают насос. И если все прошло нормально – получаем потерянный дебит.

Спасибо всем, кто прочитал этот пост до конца. Питаю надежду, что он был читабелен, информативен и интересен, насколько может быть интересна такая специфическая информация.