Кислотная обработка скважин


Технология кислотной обработки скважин

Широко распространены кислотные ванны, при которых раствор соляной кислоты заливают в скважину и остав­ляют там без продавливания его в пласт. Этот вид обработки са­мый простой. Его используют для очистки забоя и стенок сква­жины от цементной и глинистой корки, смолистых веществ, отло­жений парафина и продуктов коррозии.

Подготовка к проведению кислотных ванн:

1) Скважину предварительно промы­вают от песка, продуктов коррозии и парафина.

2) Необходимое ко­личество раствора кислоты, приготовленного заранее на базе хра­нения кислот, доставляют в специальной цистерне и заливают в скважину.

Для реакции с породой кислоту оставляют в скважине на 24 ч, после чего проводят обратную про­мывку, очищая забой от загрязня­ющих веществ.

Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат подземного ремонта и располагают необходимое оборудование (рис. IV. 18).

Обработку скважины осуществ­ляют в три этапа.

1. Заполняют скважину жидко­стью: в эксплуатационную скважи­ну закачивают нефть (воду, если пластовое давление велико) до устойчивого переливания через от­вод из затрубного пространства, в нагнетательную — воду.

2. При открытом затрубном про­странстве закачивают расчетный объем раствора кислоты до запол­нения ею объема скважины от за­боя до кровли обрабатываемого пласта и полости спущенной колонны НК.Т. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки рас­четного количества кислоты задвижку на отводе из затрубья за­крывают.

3. Начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагне­тательных — воду. Если обработку кислотой проводят на скважи­не в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8—10 МПа, при последующих обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное рас­стояние от скважины.

4. После задавливаниявсего объема кислоты задвижку на устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция.

5. С помощью спущенной колонны НКТ промывают скважину, уда­ляя продукты реакции кислоты.

Затем скважина начинает эксплуа­тироваться.

Кислотную обработку под давлением применяют для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кис­лотной обработке под давлением также предшествуют гидродина­мические исследования (определение коэффициента продуктивно­сти, измерение статического и динамического уровней, забойного и пластового давлений и т. п.), промывка скважины. При этом в скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию ти­па кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от забоя участки, что повышает эффективность обработки.

При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного ремонта и оборудование для проведения процесса:

· насосный аг­регат,

· цементировочный агрегат,

· несколько емкостей (рис. IV.19).

Кислотную обработку проводят следующим образом.

1. Спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину.

2. В затрубное пространство закачивают порядка 2 м3 легко­го глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см3 и 27 м3 утяже­ленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах.

3. Закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70—80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами.

Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислотного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновре­менно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. Раствор кислоты попадает на прием насоса вместе с нефтью (так как имеет больший удельный вес, чем нефть) и в процессе пере­качивания хорошо с ней перемешивается.

После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, од­новременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она го­това для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 50—90 м3.

4. Закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закры­вают скважину на время, необходимое для реакции (2—8 ч).

5. Открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покры­ты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на за­бой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступа­ет в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, ко­торый смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.

Одна из задач технологии термокислотной обработки скважи­ны — ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта метал­лического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо зак­ладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы по­верхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.

Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздейст­вие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам.

1. Внутрипластовая термохимическая обработка — гранулы маг­ния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев зна­чительного объема пласта, удаленного от скважины, а накоплен­ное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленно­му к скважине, который растворяет парафин.

2. Внутрискважинная термохимическая обработка — гранули­рованный магний и кислоту вводят в затрубное пространство напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с маг­нием протекает во время прокачки ее через слой магния, после чего она поступает в пласт.

3. Термокислотная ванна — в заполненную фильтровую часть ствола скважины намывают гранулированный магний для реак­ции с кислотой.

Скважины обрабатывают в следующем порядке.

1. Заполняют скважину нефтью.

2. Внутрь колонны НКТ на штангах опу­скают реакционный наконечник, загруженный необходимым коли­чеством магния.

Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой тол­щине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диамет­ром порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса при­меняют магний в виде стружки или гранул, однако при этом не­обходимо использовать специальные дозирующие устройства.

3. Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, необходимую для первой — тепловой фазы обработки. При этом со­ляная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход жидкости в первой фазе определяют исходя из количества выде­ляющегося тепла при химической реакции.

Режим закачки должен обеспечивать температуру кислоты, прореагировавшей с магнием, 75 °С, при этом она должна быть активной для реакции с породами пласта, поскольку после реакции ее концентрация уменьшается. Так, при использовании 15 %-ного раствора кислоты после реакции его с магнием и нагре­ве до 75 °С активность раствора соответствует 12%-ной концент­рации.

4. Без остановки закачки при максимальной подаче насосов закачивают раствор кислоты для заключительной стадии обра­ботки.

5. В скважину нагнетают продавочную жидкость и продавлива­ют кислоту из полости НКТ в пласт. После этого скважину вы­держивают, как при обычной кислотной обработке.

6. Прямым или обратным способом скважину промывают и пу­скают в эксплуатацию.

Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважи­нах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из пропластков с высокой и низкой проницаемостью.

При этом в ПЗП вводят аэрированный раствор ПАВ в соляной кислоте, кото­рый проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, поскольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в ПЗП после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.

Последовательность выполнения операций при обработке сква­жин следующая.

1. У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное оборудование — кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а также агрегат подземного ремонта.

2. Извлекают из скважины насосное оборудование.

3. Одновременно с этим раствор соляной кислоты обрабатыва­ют ПАВ.

4. В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего статическому.

5. Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ в скважину. Если Рустье скв. ˂ Ркомпрессора, то кислотный агрегат и комп­рессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше, то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.

Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15—25 к 1.

6. Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жид­костью.

7. Скважину выдерживают под давлением на время, необходи­мое для реакции.

8. Промывают скважину для удаления непрореагировавшей кислоты и продуктов реакции. После этого извлекают оборудова­ние, использовавшееся при проведении обработки.

9. Осваивают скважину и пускают ее в работу.

При кислотной обработке следует выполнять следующие пра­вила техники безопасности.

Кислотную обработку скважин должна проводить подготовлен­ная бригада под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инже­нером предприятия.

Слив кислот в емкости автоцистерны должен быть механизи­рован.

Для выливания кислоты из бутылей в мерник необходимо обо­рудовать удобную площадку, позволяющую работать на ней двум человекам. Переносят бутыли по трапам с перилами.

До закачки раствора кислоты в скважину нагнетательную ли­нию опрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давле­ние. На линии устанавливают обратный клапан.

Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки кислоты в скважину. При необходимости ремонта следует прекра­тить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а ком­муникации промыть водой.

На месте работы с кислотой должен быть необходимый запас воды.

Запрещается закачивать кислоту при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

После окончания работ по закачке кислоты в скважину обору­дование и коммуникации следует тщательно промыть водой.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Сущность метода основана на способности соляной кислоты (HCl) вступать в реакцию с карбонатами составляющими коллектора:

С КАРБОНАТОМ:

CaCO3 + 2HCl = ↓CaCl2 + ↑CO2 + h3O;

С ДОЛОМИТОМ:

CaMg(CO3)2 + 4HCl = ↓CaCl2 + ↓MgCl2 + ↑2CO2 + 2h3O;

Образующиеся в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний легко растворимы в воде в больших количествах, выделяющийся газ оказывает дополнительные воздействия на пластовую систему.

Солянокислотные обработки без ограничений приемлемы для карбонатных коллекторов.

В терригенных коллекторах с высоким содержанием карбонатов (10% - 25%) метод обеспечивает необходимый эффект без дополнительного химического воздействия на силикатную составляющую породы, в коллекторах с незначительными карбонатными включениями солянокислотные обработки используют для очистки от кальцитовых включений в призабойной зоне пласта.

ОБРАБОТКА ГЛИНОКИСЛОТОЙ

Глинокислота - это смесь соляной (10%-15%) и фтористо-водородной (2%-5%) кислот. Для приготовления глинокислоты используют бифторид-фторид аммония. При его введении в раствор соляной кислоты, в результате реакции с последней, образуется фтористоводородная кислота. Глинокислота, проникая в призабойную зону, активно действует на карбонатные и глинистые минералы, а так же на кварцевые зёрна.

Фтористо-водородная часть действует на карбонатные и силикатные породы по следующим уравнениям:

Фтористо-водородная кислота - Кварц:

SiO2 + 4HF = 2h3O + SiF4;

Фтористо-водородная кислота – Каолин:

h5Al2SiO9 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9h3O;

Для предупреждения образования осадков при глинокислотных обработках предлагается проведение предварительной обработки призабойной зоны соляной кислотой с целью растворения и удаления углекислых солей кальция и магния при большом содержании карбонатных минералов. В рабочем растворе глинокислоты должно быть не больше 3%фтористо-водородной и 10%-12% соляной кислот.

При использовании бифторид - фторида аммония для приготовления глинокислоты, фтористо-водородная кислота образуется непосредственно в растворе в результате реакции с соляной кислотой.

Nh5HF + HCl =2HF + Nh5Cl;

ТЕХНОЛОГИЯ

Обычно для обработки скважин используют 8—15%-ную со­ляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его, а менее высокой — снижает эффективность взаимодействия с по­родой пласта.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницае­мостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок.

В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требует­ся 0,4—1,5 м3 раствора, причем небольшие объемы применяют при первичной обработке малопроницаемых пластов. Чем больше про­ницаемость пласта, тем больший объем кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также уве­личивают и объем кислоты.

В раствор помимо соляной кислоты целесообразно добавлять:

· ин­гибиторы коррозии, например уникол ПБ-5, которые при малой дозировке (0,1—0,5%) снижают коррозионное действие кислоты на обору­дование в десятки раз.

· интенсификаторы, представляю­щие собой различные поверхностно-активные вещества (ПАВ) для изменения скорости реакции солянокислотного раствора, (увеличения в плотных слаборастворимых породах и уменьшения в хорошорастворимых).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Виды кислотных обработок

На промыслах применяют следующие кислотные обработки:

1. Кислотные ванны;

2. Простые кислотные обработки;

3. Кислотные обработки под давлением;

4. Термокислотные и термогазохимические обработки;

5. Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;

6. Гидроимпульсные кислотные обработки;

7. Кислотоструйные обработки;

8. Обработки глинокислотой;

9. Углекислотные обработки;

10. Обработки сульфаминовой кислотой и др.

Кислотные ванны -- наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенок скважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т. д. Такая очистка способствует увеличению зоны охвата пород раствором кислоты и предупреждает образование отложений в порах пород при последующих обработках.

Кислотные ванны в основном устанавливают в скважинах, в которых продуктивный пласт не закреплен обсадной колонной, т. е. в скважинах с открытым стволом. Рекомендуемая концентрация соляной кислоты составляет 15--20%. Если кислотные ванны устанавливают в обсаженных скважинах, то концентрация кислоты не должна превышать 12%. Объем раствора для установки кислотной ванны определяют исходя из полного перекрытия обрабатываемого интервала от подошвы до кровли.

Перед кислотной ванной необходимо очистить стенки скважины и забой. Хотя кислотная ванна предназначена для очистки стенок скважины, но специальная предварительная очистка способствует максимальному удалению цементной корки. Все это предупреждает образование осадков и сохраняет активность кислоты.

Цементная корка снимается проработкой открытого ствола в интервале обработки с помощью расширителя, механического или гидромониторного скребка. Если стенки скважины не требуют очистки, то забойная пробка удаляется обычной промывкой. При подготовке скважины определяют также статический уровень и величины пластового давления.

Необходимое условие установления кислотной ванны -- присутствие раствора кислоты в интервале обработки, для чего разработаны определенные технологические приемы закачивания и продавливания раствора кислоты в скважину.

В скважинах, находящихся в освоении после бурения (ствол скважины после предварительной очистки заполнен водой или нефтью при слабом притоке ее из пласта), технологический процесс осуществляется следующим образом (рис. 3.1).

Насосно-компрессорные трубы спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства (рис. 3.1 а)

Рисунок 3.1 - Технологические схема (а -- г) установления кислотной ванны:

1 -- вода;

2 -- кислота;

3 -- продавочная жидкость.

При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора кислоты рис. 3.1, б), а затем без остановки -- продавочную жидкость -- воду (рис. 3.1, в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ (рис.3.1, г), закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 16--24 ч (точный срок устанавливают для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое). По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, для обратной промывки в затрубное пространство закачивают нефть. Жидкость, из НКТ принимается в емкость и замеряется. Объем этой жидкости сравнивается с объемом продавочной жидкости, использованной во время установления ванны. Количество выдавленного из скважины отработанного раствора кислоты сравнивают с количеством закачанного в скважину раствора кислоты.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкости используют воду.

При установлении кислотной ванны в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений отработанный раствор кислоты и продукты реакции удаляют газовым потоком путем открытия задвижки на устье скважины. Примерная схема обвязки оборудования при установлении кислотной ванны приведена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 -Примерная схема обвязки наземного оборудования при установлении кислотной ванны:

1 -- кислотовоз;

2 -- установка насосная;

3 -- скважина;

4 -- резервуар.

Простые кислотные обработки применяются наиболее часто для растворения привнесенных в пласт загрязняющих материалов, а также для увеличения размеров поровых каналов за счет растворения карбонатной породы.

В скважинах с низким пластовым давлением, в которых трудно восстановить циркуляцию жидкости при промывке, забой очищают желонкой.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют воду.

Концентрацию рабочего раствора кислоты считают равной 15-20%. Объемы раствора кислоты для простых обработок в расчете на 1 м толщины открытого ствола или интервала перфорации зависят от проницаемости пород.

Простые кислотные обработки пластов песчаников и алевролитов предназначены для растворения продуктов коррозии (в водонагнетательных скважинах) и кальцитовых отложений (в нефтедобывающих скважинах). Кальцит выделяется из пластовых вод при эксплуатации скважин и откладывается в трубах, на фильтре (в интервале перфорации), забое, иногда и в призабойной зоне. Простые кислотные обработки применяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержание составляет 25% и более.

Подготовка скважины к проведению простой кислотной обработки заключается в тщательной очистке забоя и стенок скважины.

Если простая кислотная обработка проводится после кислотной ванны, то для подготовки скважины достаточно промыть забойную пробку с использованием растворов ПАВ или нефти.

Для очистки забоя скважины от больших уплотненных забойных пробок из карбонатных пород и глинистых материалов можно использовать промывку с помощью сильной струи раствора кислоты. Для этого в скважину на НКТ спускают наконечник с соплами с направлением струи вниз. На устье к НКТ подсоединяется грязевый шланг. Благодаря этому во время закачивания раствора кислоты НКТ постепенно допускают до забоя.

Подготовка водонагнетательных скважин сводится к свабированию (гидросвабированию) с последующей прямой и обратной промывкой (свабирование -- вид поршневания с помощью специального поршня (сваба), состоящего из нескольких резиновых манжет, клапана и перфорированного патрубка и спускаемого в скважину на стальном канате диаметром 16 или 19 мм). Для этого в скважину спускают НКТ с проверкой каждой трубы шаблоном. Поршень (сваб) спускают под уровень жидкости в НКТ на 75--150 м.

Перед проведением простой кислотной обработки в скважине проводят исследования с целью определения ее продуктивности, то есть дебита на 1 МПа депрессии на пласт. Для этого определяют статический и динамический уровни, пластовое и забойное давление.

Технология простой кислотной обработки заключается в следующем (рис. 3.3).

В нефтяную добывающую скважину через НКТ закачивают нефть, в водонагнетательную -- воду до устойчивого переливания через отвод за-трубного пространства (рис. 3.3 а).

При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью или водой в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации (рис. 3.3 б).

Рисунок 3.3-Технологические схема проведения простой кислотной обработки:

1--вода;

2--кислота;

3--продавочная жидкость.

Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем -- продавочную жидкость (рис. 3.3.2, в). После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование (рис. 3.3 г).

Если планом работ предусматривается оставление раствора кислоты для реагирования с поверхностью карбонатных пород в открытом стволе, то количество продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Если планируется задавливание всего раствора кислоты в пласт, то количество продавочной жидкости берут равным объему НКТ и затрубного пространства в интервале обработки (рис. 3.3 г).

При обработке обсаженных скважин рекомендуется задавливание всего раствора кислоты в пласт без оставления его в обсадной колонне.

При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8--10 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его от ствола скважины в породу. Скорость продавливания увеличивают, повышая давления нагнетания насосной установки.

При обработке малопроницаемых карбонатных пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва.

Ориентировочно рекомендуют следующие сроки выдерживания растворов кислоты на забое скважины: при оставлении раствора кислоты в открытом стволе от 8--12 до 24 ч в зависимости от степени предварительной очистки поверхности ствола и забоя и проведения после нее кислотной ванны; если весь раствор кислоты продавливается в пласт, то до 2 ч при температуре на забое 15--30°С и 1 --1,5 ч при температуре на забое 30--60° С; при более высоких температурах выдерживание не рекомендуют.

Рисунок 3.4-Применяемая схема обвязки наземного оборудования при простой кислотной обработке:

1--резервуары для раствора кислоты;

2--установка насосная;

3--скважина;

4--резервуар с продавочной жидкостью.

В водонагнетательных скважинах по истечении времени реагирования производят прямую и обратную промывки забоя для удаления продуктов реакции.

При обработке карбонатных пород, когда продавочный жидкостью является нефть, после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.

При обработке карбонизированных песчаников, когда продавочной жидкостью является вода, рекомендуют удалять ее из НКТ одним из эффективных в конкретных условиях способов, например, применением пенных систем.

В поглощающих скважинах, в которых невозможно добиться циркуляции жидкости при промывке, наилучшие результаты могут быть достигнуты с применением ПКО.

Примерная схема обвязки оборудования при простых кислотных обработках приведена на рисунке 3.4. В этой схеме использование емкостей вместо кислотовоза обусловлено большим объемом раствора кислоты.

Кислотные обработки под давлением предназначены в основном для воздействия на малопроницаемые интервалы пласта. Для этого предварительно ограничивают приемистость высокопроницаемых интервалов путем закачивания высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Кроме того, полезную работу выполняет и кислота, входящая в состав эмульсии. Нейтрализация этой кислоты происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. За счет этого обеспечивается более глубокая обработка кислотой высокопроницаемых интервалов. Исключения поглощения раствора кислоты высокопроницаемыми интервалами можно добиться и с помощью пакера типа ПРС.

Кислотные обработки под давлением увеличивают охват толщины продуктивного пласта воздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.

При применении этого вида кислотной обработки должны приниматься меры по предотвращению, образования каналов связи с соседним водоносным пластом. Для этого необходимо правильно обосновать величину давления задавливания раствора кислоты в пласт.

Рисунок 3.5- Примерная схема обвязки наземного оборудования при кислотной обработке под давлением:

1 -- передвижная емкость для кислоты;

2 -- стационарная емкость для кислоты;

3 -- емкость для нефти;

4 -- цементировочный агрегат;

5 -- установка насосная УНЦ-160Х 50 К. (АзИНМАШ-ЗОА);

6 -- бункеры;

7 -- основной насос;

8 -- водяной насос;

9 -- резервуар;

10 -- насос;

11 -- скважина.

При термокислотной обработке продуктивный пласт подвергается воздействию дважды в одном технологическом процессе: сначала ТХВ, а затем простой кислотной обработке или обработке под давлением.

Термохимическое воздействие (ТХВ) -- воздействие на забой и призабойную зону пласта горячей кислотой, получаемой за счет выделения тепла при реакции между кислотой и магнием.

Термокислотные обработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто-смолистых отложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.

Термогазохимическое воздействие - сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) заключается в создании высокого кратковременного давления в результате горения порохового заряда в жидкой среде. Под действием давления пороховых газов скважинная жидкость задавливается в пласт, расширяя естественные и создавая новые трещины.

Пенокислотные обработки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатного цемента.

Рисунок 3.6--Схема обвязки оборудования при пенокислотой обработке:

1--компрессор;

2-- обратный клапан:

3-- аэратор;

4--установка насосная (кислотный агрегат);

5-- скважина;

6 -- глубинный насос.

Пены -- пузырьки газа или воздуха в жидкости, разделенные тонкими прослойками (пленками) этой же жидкости. Для получения пены кроме газа и жидкости нужно присутствие еще одного вещества -- пенообразователя (ПАВ).

Гидроимпульсные кислотные обработки служат для создания гидравлических импульсов (гидроимпульсов) в призабойной зоне пласта заключается в периодическом закачивании в скважину через НКТ жидкости под большим давлением и быстром «сбрасывании» давления через затрубное пространство (разрядка скважины). Величина создаваемого давления не должна превышать допустимой его величины для данной обсадной колонны.

При закачивании жидкости в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новые трещины. При «сбрасывании» давления происходит приток жидкости из трещины в ствол скважины с большой скоростью. С этой жидкостью из призабойной зоны выносятся привнесенные туда загрязняющие материалы.

Кислотоструйная обработка -- воздействие на забой и стенки ствола скважины струей раствора кислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощью которого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором.

Основным назначением кислотоструйных обработок является очистка стенок ствола скважины и забоя от цементной и глинистой корок, образование новых каналов растворения в карбонатной породе. Поэтому кислотоструйные обработки в основном применяются в скважинах с открытым стволом.

Обработки глинокислотой -- предназначена для воздействие на песчаники или песчано-глинистые породы, а также на глинистую корку. Основное условие применения-- отсутствие или минимальное содержание (до 0,5%) карбонатов в породе.

Количество глинокислоты подбирают опытным путем, чтобы не допустить разрушения пород продуктивного пласта. При первых обработках рекомендуется применять 300--400 л глинокислоты на 1 м толщины пласта. Если пласты сложены трещиноватыми породами, то объем глинокислоты для первичных обработок увеличивается до 800--1000 л на 1 м толщины пласта.

Наиболее эффективна глинокислота, состоящая из 8%-и соляной кислоты и 4%-й плавиковой кислоты. Для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала не следует применять плавиковую кислоту концентрацией менее 3%. Для песчаников с большим содержанием глин максимальные концентрации соляной кислоты--10%, плавиковой кислоты--5%. Глинокислоту рекомендуют приготовлять путем растворения в соляной кислоте технического бифторид-фторид аммония.

Серийные кислотные обработки -- это многократное воздействие раствором кислоты на продуктивный пласт или его отдельный интервал -- применяют в тех случаях, когда однократное воздействие раствора кислоты на продуктивный пласт недостаточно эффективно.

Время повторения кислотных обработок определяют исходя из времени, необходимого для очистки забоя и извлечения отработанного раствора кислоты. Серийно можно проводить любые виды рассмотренных выше кислотных обработок.

Серийные кислотные ванны рекомендуют применять в основном при освоении скважин после бурения. Серийные термокислотные и термохимические обработки рекомендуют проводить в скважинах с интенсивным отложением парафино-смолистых веществ.

Обработки серной кислотой применяют для обработки водонагнетательных скважин, у которых призабойная зона продуктивных пластов загрязняется привнесенными закачиваемой водой механическими примесями, оксидами железа, илом, эмульгированнои нефтью и др. Серная кислота растворяет загрязняющие пласты продукты и увеличивает проницаемость пород. Это происходит благодаря обильному выделению тепла при смешении серной кислоты с водой в пластовых условиях. Например, при снижении концентрации серной кислоты с 96 до 20% (из-за смешения с водой) температура раствора повышается до 100°С.

Технология обработки скважин серной кислотой в основном такая же, что и технология солянокислотных обработок. Главная особенность технологии заключается в том, чтобы не допустить контакта серной кислоты с водой в наземном оборудовании, НКТ и эксплуатационной колонне. Углекислотные обработки применяют в скважинах, породы продуктивных пластов которых содержат карбонаты кальция и магния, а также в скважинах с асфальто-смолистыми отложениями. Углекислотные обработки применяют как в нефтяных добывающих, так и в водонагнетательных скважинах.

Подготовка скважины к обработке заключается в промывке забоя, определении коэффициента продуктивности, уточнении содержания воды и др. В водонагнетательной скважине определяют приемистость и строят профиль приемистости.

Page 2

Поверхностно-активными веществами (ПАВ) называют такие вещества, которые способны накапливаться (адсорбироваться) на поверхности соприкосновения-двух тел (или сред, фаз) и понижать ее свободную энергию, т. е. поверхностное натяжение.

Поверхностное натяжение жидкости часто определяют как силу, действующую на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящуюся сократить эту поверхность до минимума. Например, благодаря поверхностному натяжению капля жидкости при отсутствии внешних сил принимает форму шара.

ПАВ -- органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты и их щелочные соли -- мыла и синтетические жирозаменители и моющие вещества.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ предназначена для удаления воды и загрязняющего материала, попавших в эту зону при глушении скважины, промывках забоя, ремонтных работах, вскрытии продуктивных пластов глинистым раствором. При этом глубина проникновения воды и загрязняющего материала в призабойную зону находится в прямой зависимости от перепада давления на пласт, проницаемости пород, продолжительности поведения работ с применением воды. Появление воды в призабойной зоне связано также с обводнением продуктивных пластов закачиваемыми, контурными или посторонними водами.

Отрицательная роль воды заключается в следующем:

Вода, попадая на забой скважины, оттесняет нефть и газ вглубь пласта, и порового пространства оказывается занятой водой. Поэтому нефть (газ) при своем движении к забою скважины встречают большое сопротивление. В результате этого уменьшается производительность скважины.

По мере эксплуатации скважины вода, продвигающаяся по пласту и обводняющая добываемую продукцию, все больше охватывает призабойную зону и уменьшает при этом поверхность фильтрации для нефти. Поэтому дебит нефти уменьшается, а дебит воды увеличивается.

Вода, вступая в физико-химическое взаимодействие с глинистыми частицами пород, вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке наиболее тонких поровых каналов, т. е. снижается проницаемость пород пласта и уменьшается производительность скважины.

На границе раздела «нефть -- вода» могут адсорбироваться асфальто-смолистые вещества, являющиеся активными эмульгаторами. Поэтому в призабойной зоне пласта может образоваться стойкая гидрофобная эмульсия, снижающая проницаемость пород и, следовательно, производительность скважины. Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границах раздела «нефть -- вода», «нефть -- газ», «вода -- газ», «вода -- твердая поверхность». Благодаря этому размер капель воды в нефти в поровом пространстве уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта значительно быстрее, чем крупные.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе. ПАВ, применяемые в водонагнетательных скважинах, способствуют гидрофилизации пород, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Остаточная нефть в виде пленки и капель, прилипших к твердой поверхности, хорошо отмывается и увлекается вглубь пласта струей воды. Это увеличивает фазовую проницаемость породы для воды, т. е. увеличивается приемистость скважины.

Обработка обводненных скважин ПАВ увеличивает фазовую проницаемость породы для нефти и уменьшает фазовую проницаемость для воды. Это ограничивает приток воды в скважину и увеличивает приток нефти.

ПАВ по химическому строению делятся на два класса: ионогенные и неионогенные.

Ионогенные ПАВ при растворении в воде диссоциируют (распадаются) на два иона -- положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион.

В зависимости от того, какой из ионов является носителем поверхностно-активных свойств, ионогенные ПАВ разделяются на анионоактивные и катионоактивные.

Из анионоактивных ПАВ наибольшее применение на практике имеют: нейтрализованный черный контакт НЧК, сульфонатриевые соли, сульфонол, азолят, катапин, ДС-РАС и др.

Неионогенные ПАВ не диссоциируют в водных растворах. Они более устойчивы к действию солей, кислот и щелочей как при нормальной, так и при повышенной температурах.

Молекула неионогенных ПАВ состоит из гидрофобной (молекулы амина, фенола, алкилфенола или других углеводородов) и гидрофильной частей (оксид этилена).

Неионогенные ПАВ растворяются в воде или керосине в зависимости от соотношения гидрофильной и гидрофобной частей. Например, ОП-4 не растворяется в воде или дает в воде густые коллоидные растворы (размеры частиц таких растворов 10 5-- 10 7 см); ОП-7 и выше водорастворимы, но практически не растворяются в керосине.

Неионогенные ПАВ рекомендуют применять для обработки призабойных зон водонагнетательных скважин, у которых продуктивные пласты глинистые и малопроницаемые. Неионогенные ПАВ при небольших концентрациях снижают набухаемость глинистых частиц и увеличивают приемистость водонагнетательных скважин.

Применение неионогенных ПАВ дает хорошие результаты и в коллекторах с высокой карбонатностью.

studbooks.net

Соляно - кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок:

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.

При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества: Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт. Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.

Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.

После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

neftegaz.ru

Кислотные обработки скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин

Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется сравнительной простотой технологических операций, дешевизной и достаточной эффективностью.

При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Кроме соляной кислоты при химических методах воздействия можно применять уксусную, сульфаминовую, фтористоводородную и другие кислоты. Взаимодействие растворов кислот с составляющими порода происходит по следующим реакциям:

1) раствор соляной кислоты с известняком и с доломитом

СаСО3 + 2HCl = СаСl2 + Н2О + CО2;

СаМg (CО3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2h3O + 2CO2;

2) раствор уксусной кислоты с карбонатными составляющими породы

СаСО3 + 2СН3СООН = Са(Сh4CОО)2 + h3O + CO2;

3) раствор сульфаминовой кислотой с карбонатными составляющими

CaCO3 + 2Nh3SO3H = Ca(Nh3SO3)2 + h3O + CO2.

Хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) -- это соли, хорошо растворимые в воде -- носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО2) также легко удаляется из скважины либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

К. числу таких примесей относятся следующие.

1. Хлорное железо (РеС13), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)3], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная кислота h5SO2 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (CaSO4* 2h3O), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.

3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).

4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция (Саз(РО4)2).

Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НС1 в пределах 10--15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15%-ного раствора НС1 равна минус 32,8 °С.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах.

К раствору НС1 добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы -- вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.

В качестве ингибиторов используют:

формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7--8 раз;

уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25-0,5 %), снижающую коррозионную активность в 30--42 раза. Однако поскольку уникол не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз.

Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и р = 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55--65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора)--в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80--100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.

Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НС1.

2. Интенсификаторы -- поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3--5 раз поверхностное натяжение на границе нефти -- нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катании А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44--11, 44--22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НС1, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2--3 раза.

3. Стабилизаторы -- вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

h3SO4+ ВаС12 = BaSO4 + 2HC1.

В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником -- гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы -- уксусную (СН3СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).

Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1--2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СНзСOОН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НС1 в более глубокие участки пласта.

Технологии основных видов кислотных обработок. Техника и меры безопасности

К числу вполне установившихся и широко применяющихся в промышленности следует отнести следующие варианты процесса кислотной обработки скважин с карбонатными коллекторами:

1) кислотные ванны;

2) простые (обычные) кислотные обработки;

3) обработки под давлением;

4) термокислотные обработки;

5) кислотные обработки через гидромониторные насадки;

6) серийные обработки;

7) ступенчатые или поинтервальные обработки.

Кроме обработок обычными растворами соляной кислоты, при осуществлении схем простых кислотных обработок и обработок под давлением применяется закачка аэрированной кислоты, а также нефтекислотных эмульсий типа «кислота в нефти».

Кислотные ванны. Являются первым и обязательным видом кислотного воздействия для всех скважин с открытым стволом продуктивного пласта после бурения и освоения или в процессе освоения.

Назначение кислотной ванны -- очистка поверхности забоя от загрязняющих материалов -- остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и пр.

До производства кислотных ванн в таких скважинах кислотная обработка с задавливанием кислоты в пласт не должна производиться, так как растворенные загрязняющие материалы способны вновь выпасть в осадок после нейтрализации кислоты породой и тем ухудшить результаты обработки.

Кислотная ванна не рекомендуется для скважин, продуктивный пласт которых закреплен обсадной зацементированной колонной.

В отдельных случаях возникает необходимость в проведении кислотных ванн и в условиях с неизвлекаемым оборудованием забоя скважин. Например, когда обсадная колонна, цементируемая с башмаком в кровле продуктивного горизонта, спускается с заранее перфорированным хвостовиком -- фильтром, а пространство между фильтром и поверхностью пород забоя не цементируется.

Кроме скважин, вышедших из бурения, кислотная ванна применяется и в эксплуатируемых скважинах, например, для разрыхления материала забойной пробки, для очистки забоя и фильтрующей поверхности его после ремонтных работ.

Во многих случаях скважина начинает эксплуатироваться с нормальной подачей нефти уже после применения кислотной ванны.

Проведение кислотных ванн в основном следует рассматривать как операцию подготовительного характера для обеспечения наиболее эффективного проведения последующих кислотных обработок с задавливанием кислоты в пласт. Перед производством кислотных ванн скважину следует очистить от забойной пробки, если она обнаружена в результате отбивки забоя. При наличии на поверхности открытого ствола скважины значительных масс цементной корки (по данным измерений каверномером или по другим признакам) необходимо добиться максимального удаления ее механическим путем, например проработкой расширителем, уплотненной пулевой или торпедной (но не кумулятивной) перфорацией, взрывом шнуровой торпеды в интервале сплошной корки, гидромониторной (пескоструйной) проработкой этих интервалов. Обрушенный со стенок забоя материал корки извлекается затем желонкой или с помощью помпы.

Механическое удаление основной массы цементной корки необходимо потому, что не только соляная кислота, но и смесь ее с плавиковой (глинокислота) не способны растворить сколько-нибудь значительных сплошных масс цементного камня. Небольшие же остатки цементной корки отделяются от стенок соляной кислотой вследствие растворения граничащей с коркой поверхности карбонатной породы пласта.

При вскрытии продуктивного пласта бурением с применением жидкости на нефтяной основе часть фильтрующей поверхности забоя может оказаться загрязненной битумной основой промывочной жидкости, ограничивающей поверхность контакта породы с кислотой. В таких случаях, после обычных очистных работ перед заливом кислоты для кислотной ванны рекомендуется промывать забой одним из указанных растворителей.

После проведения комплекса очистных работ необходимо определить пластовое давление и статический уровень в скважине для обеспечения необходимых условий проведения кислотной ванны.

Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала продуктивного горизонта. Рабочий кислотный раствор должен быть повышенной концентрации НС1 и содержать все необходимые добавки. Особенно рекомендуется добавка уксусной кислоты. В качестве примера приводятся составы некоторых рабочих растворов (в %).

1. Концентрация НС1 -- 20,0; катапи-на-А -- 0,3 (или марвелана-К(О)--0,5).

2. Концентрация НС1--15,0; уксусной кислоты -- 3,0; ингибитора В-2 -- 0,2 (или И-1-А --0,4); марвелана-К(О) -- 0,5.

В качестве продавочной жидкости следует применять воду, подавая ее через подъемную колонну из мерника заливочного агрегата для обеспечения точного замера ее расхода соответственно плану.

Кислотный раствор по завершении закачки в скважину в течение всего периода реагирования должен находиться только в интервале обработки, т. е. он не должен выходить из зоны реагирования вверх -- в обсадную колонну за счет притока жидкости из пласта или из насосно-компрессор-ных труб, ни уходить в пласт за счет поглощения раствора призабойной зоной пласта.

На рис. 3.2 представлена схема размещения жидкостей в скважине при проведении кислотной ванны по завершении их закачки. В левой части представлена схема для случая, когда пластовое давление настолько велико, что статический уровень выше отметки устья скважины. В правой -- когда статический уровень ниже отметки устья скважины. Во втором случае необходимо перед заливом кислотного раствора понизить уровень жидкости в скважине ниже статического путем отбора жидкости в объеме, равном сумме объема насосно-компрессорных труб от нижнего их конца до статического уровня и запланированного объема кислоты.

Темп закачки кислоты на забой скважины после достижения ею нижнего конца труб должен быть замедленным до возможного предела, чтобы была возможность выдавить всю кислоту из труб за 25--30 мин или более.

Время выдерживания на реагирование должно быть в пределах 16--24 ч. Точный срок устанавливается для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое.

Рис.3.1 Схема закачки кислотного раствора при проведении кислотных ванн.

1 - положение динамического уровня; 2 - положение статического уровня; 3 - вода; 4 - раствор кислоты;5 -продуктивный пласт; 6 - нефть; 7-башмак обсадной колонны.

По завершении реагирования производится обратная промывка скважины для удаления отработанного раствора и осевшего на забой шлама путем закачки в затрубное пространство нефти. В скважинах истощенных месторождений забой очищается от шлама и отработанного раствора с помощью желонки или помпы.

Простые (или обычные) кислотные обработки являются наиболее распространенным видом обработок. Целевое назначение их -- воздействие на призабойную зону как для разработки порового пространства, так и для очистки его от загрязняющего материала. Таким образом, простые кислотные обработки проводятся с обязательным задавливанием кислотного раствора в призабойную зону пласта.

Рис.3.2 Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок:

1 -- устье скважины; 2 -- обратный клапан; 3-задвижка высокого давления; 4-насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш ЗОЛ; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 -- емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 -- емкость для кислоты; 10 -- линия для обратной циркуляции

При обработках скважин с открытым стволом простые кислотные обработки, как правило, являются вторичными обработками после проведения кислотных ванн. Они отличаются отсутствием специальных мер для создания особых условий взаимодействия кислоты: повышенного давления на забое и на устье скважины, повышенной температуры раствора на забое, создания высоконапорных струй кислотного раствора и пр. Как правило, они осуществляются с применением одного насосного агрегата, обвязанного с емкостями кислотного раствора и продавочной жидкости.

Рис.3.3 Схема кислотной обработки скважин.

Подготовка скважины заключается прежде всего в тщательной очистке ее от забойной пробки. Поэтому проверка состояния забоя перед обработкой обязательна.

При наличии сильно уплотненных пробок забой прорабатывают долотом при интенсивной промывке или высоконапорной струей кислотного раствора, подаваемого через гидромониторные насадки-сопла, направленные вниз под углом около 15° к оси насосно-компрессорных труб. Особенно эффективна такая промывка с применением аэрированной кислоты.

При наличии на забое отложений органических веществ (парафино-смолистых, асфальтено-смолистых и др.) они после чистки пробки удаляются растворителями (см. предыдущий раздел) путем производства сначала ванны из растворителя, а затем -- медленной промывкой этим же растворителем. Кроме растворителей, органические отложения можно удалять термохимической обработкой (см. ниже) с помощью забойных нагревателей или прокачкой горячей нефти.

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.

Объемы кислотного раствора для простых обработок, в расчете на 1 м мощности пласта, рекомендуются следующие (в м3).

Для первичных обработок пористых пород:

малопроницаемых, тонкопористых --0,4--0,6;

высокопроницаемых--0,6--1,0.

Для вторичных обработок пористых пород:

малопроницаемых, тонкопористых -- 0,6--1,0;

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. В состав рабочего раствора обязательно должны входить ингибитор и ПАВ, желательно -- катионоактивный, или один только ПАВ, если он одновременно является ингибитором. Также весьма желательна добавка уксусной кислоты, как замедлителя реакции кислотного раствора с породой, так и стабилизатора окисных соединений железа.

Для производства простых кислотных обработок нагнетательных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами можно ориентироваться на те же примерные составы, но катапин-А и марвелан-К(0) в них следует заменить на неионогенный ПАВ, например ОП-10. Тогда, кроме этого ПАВ, необходимо обязательно вводить ингибитор В-2, или И-1-А, или же катапин-А, но в дозировке не как ПАВ (среднее 0,3--0,2%), а как ингибитора, т.е. 0,05%. Кроме того, здесь особенно необходима добавка уксусной кислоты.

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 -- вода, 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, 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. В нагнетательных скважинах продавочная вода закачивается в объеме, равном 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.

Время выдерживания кислоты на реагирование 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 -- 8--12 ч и до 24 ч;

при задавливании всей кислоты в пласт:

при температуре забоя 15--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.

По истечении срока выдерживания скважина переводится на эксплуатацию. Если же устанавливается, что в результате обработки образовалась забойная пробка, ее необходимо удалить.

Кислотные обработки под давлением. При закачке растворов кислоты под обычными, относительно небольшими перепадами давлений, по технологии простых кислотных обработок кислота будет устремляться в наиболее проницаемые интервалы. В эти же интервалы будет проникать основная масса кислоты и при последующих обработках скважины. При этом остальная часть разреза, представленная породами низкой проницаемости, часто по мощности и запасам значительно превышающая интервал высокопроницаемых пород, подвергается воздействию кислоты в малой мере и лишь в приствольной части призабойной зоны.

В этих условиях возникает необходимость создать высокое давление для продвижения кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта при одновременном исключении или большом ограничении поглощения кислоты высокопроницаемыми частями разреза скважины. Это может быть при подходящих условиях достигнуто разделением высокопроницаемых интервалов пакером; ограничение поглощения -- предварительной закачкой в высокопроницаемые участки пласта буфера высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Таким способом можно значительно увеличить охват всей мощности продуктивного пласта воздействием кислоты. Помимо увеличения производительности скважин, это приведет к более полному извлечению запасов нефти или газа при обработках нефтяных или газовых скважин и позволит полнее вытеснить нефть из пласта водой или другим вытесняющим агентом в результате обработок нагнетательных скважин.

Объектами для кислотных обработок под давлением могут служить нефтяные, газовые и нагнетательные скважины на любой стадии разработки месторождения с учетом того, что подавляющее большинство месторождений с карбонатными коллекторами разрабатывается без поддержания пластового давления.

Кислотные обработки под давлением для скважин с открытым стволом должны быть третьими операциями -- после проведения на них кислотной ванны и обработки приствольной части призабойной зоны по технологии простых кислотных обработок, вторыми -- на скважинах, закрепленных обсадной колонной.

Специальную подготовку необходимо осуществлять при планировании обработок скважин, дающих нефть с водой, особенно в тех случаях, если имеются напорные пластовые воды.

Основными видами работ по подготовке скважин под обработку под давлением являются те же, что и при простых кислотных обработках, а именно: удаление забойных пробок и органических отложений при их наличии, установка бланкета тяжелой жидкости в пределах обводненного низа забоя, изоляция притока вод.

Кроме того, поскольку высокие перепады давления в интервале малопроницаемых пород можно создать, только если будет ограничена поглощаемость кислоты высокопроницаемыми интервалами, необходимо знать местоположение последних в разрезе продуктивного пласта. Поэтому при подготовительных работах определяется профиль приемистости скважины при закачке нефти в нефтяные или воды в нагнетательные скважины с помощью забойного расходомера.

Необходимо также тщательно проверить герметичность и общее техническое состояние насосного оборудования и всей его обвязки.

При кислотной обработке под давлением однородного малопроницаемого пласта следует учитывать, что в кровле пласта для предохранения обсадной колонны от действия чрезмерно больших давлений достаточно установить пакер. Высоконапорные насосные агрегаты большой производительности обеспечивают подъем давления на забое и на устье скважины за счет превышения производительности агрегата поглощающей способности пласта. Иногда для этой цели подключают два параллельно работающих агрегата.

При обработке однородного пласта повышенной проницаемости, особенно с низким пластовым давлением, а также при обработке неоднородного пласта с наличием в разрезе малопроницаемых и высокопроницаемых интервалов создание высоких перепадов достигается путем предварительной закачки вязкой нефтекислотной эмульсии. Резкое ограничение приемистости высокопроницаемых интервалов, избирательно поглотивших эмульсию, позволяет закачать вслед за эмульсией в малопроницаемые интервалы рабочий кислотный раствор.

Эмульсию можно приготовить путем перемешивания кислоты с нефтью с помощью насосов агрегата ЦА-300 или ЦА-320М. Последний обвязывается с основным агрегатом, закачивающим жидкости в скважину (например, Азинмаш-30), и емкостями по схеме, приведенной на рис. 3.4.

Для приготовления эмульсии в секцию бункера агрегата закачивается нефть, которая ротационным насосом-2 перекачивается в секцию-3. По установлении циркуляции в секцию малыми порциями подается кислота; при интенсивном перемешивании кислоты и нефти шестернями ротационного насоса образовывается эмульсия. После видимого начала образования эмульсии включают основной насос агрегата 4, который перекачивает эмульгированную кислоту снова в секцию 1, куда, при продолжении циркуляции, подают кислоту до запланированного объема и до получения эмульсии требуемой вязкости. Если объема эмульсии, приготовленной в бункерах 1 и 3, недостаточно, то ее сливают в емкость 5 и готовят вторую порцию.

Рис.3.4 Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках проводимых под давлением.

1-первая половина бункера; 2 - ротационный (шестеренчатый) насос; 3 - вторая половина бункера; 4 - поршневой насос; 5 - ёмкость для нефти; 6 и 7 - ёмкости для кислот; 8 - цементировочный агрегат; 9 - кислотный агрегат Азинмаш-30; 10 - плунжерный насос.

Кроме этого способа, сравнительно быстро и в любом количестве можно получить эмульсию путем одновременной прокачки кислоты и нефти через штуцер диаметром от 6 до 12 мм, принимая готовую эмульсию в специальную емкость-мерник. Легче всего образуются эмульсии с нефтями при высоком содержании асфальтено-смолистых веществ.

К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый габойль и пр. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и др.

В зависимости от способа и времени перемешивания, при содержании в смеси 10 -- 12%-ной кислоты около 70% от смеси, можно получить эмульсии различной стабильности вязкостью от 20 мПа * с до 10 Па-с.

Контроль за вязкостью получаемой эмульсии можно проводить по стандартному вискозиметру СПВ-5 для глинистого раствора, предварительно оттарировав его по эмульсиям на вискозиметре Гепплера в ЦНИПР.

Как видно из изложенного, при обработках применяются или один рабочий кислотный раствор, или нефтекислотная эмульсия, а затем рабочий раствор. Объем нефтекислотной эмульсии рассчитывается, исходя из мощности высокопроницаемых интервалов, их пористости и планируемого радиуса распространения эмульсии.

Так, для пород с пористостью т = 0,2 при радиусе задавливания R- 1,5 объем эмульсии можно принять около 1,5 м3 на 1 м мощности высокопроницаемых интервалов(по профилю приемистости). Для R- 2м объем эмульсии будет уже около 2,5 м3 на 1 м мощности.

Объем рабочего раствора можно принять тот же, что и для простых кислотных обработок, т. е. от 0,6 до 1 м3 на 1 м суммарной мощности пласта. Состав и концентрация рабочего раствора при этом виде обработок должны быть те же, что и при простых обработках. Лишь в раствор кислоты, предназначенной для приготовления эмульсии, не надо добавлять уксусную кислоту, а количество ПАВ должно быть минимальным (в пределах 0,1--0,15%) во избежание нарушения стабильности эмульсии.

Продавочными жидкостями для задавливания рабочего кислотного раствора в зависимости от типа обрабатываемых скважин (нефтяные, газовые, нагнетательные) могут быть нефть, газ или вода. Закачка осуществляется в условиях обвязки, указанной на рис.3.4, так как насосные агрегаты типа Азинмаш-30 и в АН-500 работают лучше, если на прием их насосов жидкость подается под некоторым избыточным давлением.

Эмульсия в объеме труб и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве. После закачки этого объема устанавливают пакер и продолжают закачку эмульсин на ограниченной скорости во избежание возникновения больших гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах.

Рабочий кислотный раствор после подачи его в объеме труб закачивается на предельно высокой скорости. При обработке без эмульсии рабочий раствор с того же момента также закачивается на максимальной скорости, а продавочная жидкость -- на высокой скорости, по возможности без снижения достигнутого давления. Время выдерживания рабочего кислотного раствора при обработке без эмульсии устанавливается по тому же методу, что и при простых кислотных обработках.

Для первых обработок с эмульсией можно рекомендовать следующее время выдерживания:

при температуре пласта 15--30° С -- 3 ч; при температуре 30--80° С -- около 2 ч; при температуре 80° С и более время выдерживания не планируется, а скважина сразу вводится в эксплуатацию.

По результатам анализа проб отработанного раствора (8--10 проб при одной обработке) на 3--4 скважинах окончательно устанавливается время на реагирование для каждого отдельного месторождения.

Завершается обработка извлечением насосно-компрессорных труб с пакером и якорем, после чего скважина пускается в эксплуатацию.

Кислотоструйные обработки (обработки через гидромониторные насадки (сопла). Особенностью этих обработок является сочетание растворяющего действия активной кислоты с механически разрушающим действием высокоскоростной струи большого напора. Механическое гидромониторное разрушение по аналогии с пескоструйной перфорацией может быть в большой мере усилено, если к кислоте, под большим давлением выбрасываемой через насадки на обрабатываемую поверхность, добавлять кварцевый песок.

Обработка высокоскоростными напорными струями кислоты может быть применена для следующих целей: очистки стенок забоя скважин от цементной и глинистой корки; для разрушения и удаления плотных забойных пробок струями, направленными вниз; для интенсивного разрушения пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для избирательно-направленной обработки, а также для создания щелеобразных засечек в заданном интервале для последующего направленного гидравлического разрыва пласта.

Соответственно этим целям кислотоструйные обработки могут применяться преимущественно в скважинах с открытым стволом в пределах продуктивного пласта.

Гидромониторные насадки предпочтительнее иметь с каналом профиля сжатой струи.

В качестве забойного кислотного гидромонитора можно применять пескоструйный перфоратор, в котором насадки с цилиндрическим и коническим каналами заменяют насадками с каналом профиля сжатой струи. При кислотоструйных обработках забойных пробок насадки располагаются так, чтобы струи кислоты вылетали из них не горизонтально, а вертикально вниз или под небольшим углом ( 15°) к оси скважины. Для перемещения гидромонитора в намеченные для обработки интервалы и до забоя насосный агрегат соединяется с насосными трубами гибким шлангом высокого давления.

Каких-либо специальных подготовительных работ, кроме обычных, для производства кислотоструйных обработок не требуется. Только при разрушении цементной и глинистой корок необходимо закачку кислоты через насадки начинать при максимально возможном понижении уровня в скважине. При этом увеличивается напор, а главное, предупреждается возможность поглощения сильно загрязненного раствора призабойной зоной пласта.

Кислотоструйные обработки, как правило, планируются как процесс, совмещенный с тем или другим видом обработки. Поэтому все параметры (объемы, состав, концентрация растворов) устанавливаются соответственно требованиям того вида обработки, с которым совмещается кислотоструйная обработка.

Техника закачки определяется основным требованием -- во всех случаях обеспечивать максимально возможную для данного диаметра сопла вылетную скорость.

Пенокислотная обработка скважин

Для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок, за последнее время все большее применение находят пенокислотные обработки скважин.

Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены.

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

1)замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;

2) малая плотность кислотных пен (400--800 кг/м3) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктивных мощностях пласта и пониженных пластовых давлениях;

3) улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.

Рис.3.5 Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами.

1-компрессор; 2 - кислотный агрегат; 3 - аэратор; 4 -- крестовина; 5 -- обратный клапан

Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходят перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены.

Степень аэрации, или объем воздуха в м3 на 1 м3 кислотного раствора, обычно принимается в пределах 15--25. При пенокислотных обработках применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема раствора.

Рис. 3.6 Аэратор.

1 - гайка под трубы; 2 - переводник; 3 - корпус; 4 - труба для воздуха;

5 - центратор; 6 - фланец с прокладкой; 7- труба для кислотного раствора.

Обработка скважин грязевой кислотой

Для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция СаР21 способный запечатать поровое пространство пласта.

При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1-1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту--смесь 3--5%-ной плавиковой кислоты с 10--12%-ной соляной кислотой.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.

Термохимическая и термокислотная обработки
Термохимическая обработка -- процесс воздействия на забой горячей кислотой, при котором нагревание кислотного раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.), осуществляемом в специальном реакционном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорных трубах в пределы интервала, намеченного под обработку.
Термокислотной обработкой принято называть комбинированный процесс, первым этапом которого является термохимическая обработка, а вторым, непрерывно следующим за первым,-- обычная кислотная обработка или кислотная обработка под давлением.
Совмещенное действие двух факторов -- высокой температуры и активности кислоты -- позволяет эффективно применять эти процессы на следующих объектах: в скважинах, снизивших производительность за счет отложений парафиновых или асфальто-смолистых веществ на забое и в прифильтровой зоне; с целью удаления этих отложений в скважинах с низкими коллекторскими свойствами пород пласта; с целью формирования максимального количества каналов растворения в заданном интервале, особенно в доломитах и сильно доломитизированных породах; в скважинах, вышедших из бурения, с целью более интенсивного растворения материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность забоя; в нагнетательных скважинах для очистки поверхности фильтрации от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте.
Во всех случаях термохимический процесс целесообразен лишь на месторождениях с низкой температурой пласта, порядка от 15 до 40° С.
Из-за высокой химической активности горячей кислоты в отношении металла и ограниченности ингибиторов, достаточно активных при высоких температурах, термохимический процесс в основном применяется в скважинах с открытым забоем.
Поскольку второй этап термокислотных обработок ни по оборудованию, ни по обвязке, ни по технологии ничем не отличается от таковых при простых обработках или обработках под давлением, описанных выше, рассмотрим лишь первый этап термокислотных обработок -- термохимическую обработку, которая иногда применяется и в качестве самостоятельного процесса.
Количество тепла, выделяемого при растворении магния в соляной кислоте, определяется из уравнения (для 1 моль Mg);
Mg + 2НС1 + Н2О = MgCl + Н2О + Н2 + 470 кДж.
Отсюда имеем, что при растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется тепло в количестве 18,9 МДж.
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной кислоты. Но при этом вся кислота превратится в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом (18,9 МДж) был бы нагрет до высокой температуры (более 300° С). Поэтому необходимо стремиться к тому, чтобы магний растворялся в значительно большем объеме кислоты и за счет теплоты реакции весь этот объем кислоты нагрелся бы до достаточно высокой температуры и в то же время на растворение магния была бы израсходована лишь часть активности кислоты.
Учитывая, что температура кислоты на входе в наконечник будет на большинстве месторождений от +20 до +30° С, можно принять как оптимальное соотношение от 70 до 100 л 15%-ной кислоты на 1 кг магния при расчетной температуре на выходе из наконечника от +75 до +80° С и остаточной концентрации НС1 = 11 S- 12,2%.
В скважинах с пластовым давлением 3 МПа и выше следует применять магний только в форме стружки, причем, чем выше давление в интервале обработки, тем тоньше должна быть стружка.
В скважинах истощенных месторождений с давлением ниже 3 МПа следует применять магний в форме стержней круглого, квадратного или другого вида сечений, причем чем меньше пластовое давление, тем с большей площадью сечения могут применяться магниевые стержни. Так, при давлениях до 1 МПа лучше применять стержни с площадью сечения около 10--15 см2, выше 1 МПа и до 2,5--3,0 МПа -- с площадью от 1 до 4--5 см2.
Реакционные наконечники применяются двух видов: для зарядки магнием в виде стружки и для зарядки его стержнями или брусками. Обычно используются наконечники, вмещающие от 40 до 100 кг магния, через которые прокачивается соответственно от 4,0 до 10,0 м3 15%-ной кислоты для нагревания ее до 60° С (или другие объемы в зависимости от необходимой температуры).
Термохимическая обработка. Реакционный наконечник, в который на поверхности загружается магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы за весь процесс в наконечнике расходовалась активность кислоты на реакцию с магнием равномерно тому, чтобы достичь одинакового нагрева и одинаковой остаточной кислотности всего объема кислоты, запланированного на реакцию с магнием. Это важное, но трудно выполнимое условие.
Сложность заключается в том, что условия, определяющие процесс взаимодействия кислоты с магнием, в ходе прокачки ее через наконечник непрерывно изменяются (масса, объем и реагирующая площадь поверхности магния, объем реагирующей в каждый момент кислоты, отношение объема ее к площади поверхности, температура реакционной среды и т. д.). Все это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим прокачки кислоты через наконечник со стружечным магнием во времени определяется на поверхности на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обработках.
Приведем параметры режима закачки кислоты через наконечник для стружки, установленный для следующих условий: магния -- 30 кг, 15%-ной кислоты -- 2350 л (около 80 л на 1 кг магния), давление на уровне установки наконечника (столб жидкости в затрубном пространстве) -- 10 МПа . При более высоких давлениях скорость реакции кислоты с магнием сильно замедляется, в связи с чем соответственно уменьшается скорость прокачки. Влияние многих других факторов обусловливает необходимость установления режима для каждых конкретных условий опытным путем с применением термографа.
При использовании стержневого магния режим закачки можно приближенно рассчитать, если известны: площадь поверхности каждого стержня, ее изменения в ходе прокачки, скорость растворения магния при атмосферном давлении при разных отношениях объемов кислоты к площади поверхности, влияние давления на скорость реакции и др.
В табл. 1.1 приведены расчетные данные о скоростях прокачки кислоты через наконечник с внутренними диаметрами 100 и 75 мм, с загрузкой магния массой 40 кг и при объеме кислоты в 100 л на 1 кг магния.
Для упрощения расчета весь период прокачки кислоты разделен на 10 интервалов времени. По указанному выше условию за каждый интервал времени должно быть прокачано 400 л кислоты и растворено 4 кг магния. Данные приведены для круглых стержней различных диаметров.
Делением объема кислоты, прокачиваемой за один интервал (400 л), на объемный расход за каждый интервал получаем время прокачки за этот интервал. Например, для 75-мм наконечника и стержней диаметром 30 мм имеем для интервалов: 1-400/5,4=1,25 мин; 2-400/5,3 = 1,25 мин; 3- 1,33 мин; 4- 1,83 мин; 8- 2 мин; 9 - 2,5 мин; 10 - 5,5 мин.
Термохимический процесс может совмещаться не только с простыми обработками и обработками под давлением, но, например, и с кислотоструйными. Для этого применяют тот или другой вид наконечника, предназначенного для спуска в скважину при 200-мм обсадной колонне. В отверстиях наружной трубы наконечника нарезается резьба, и в них ввинчиваются сопла с каналом профиля сжатой струи. Для предупреждения засорения каналов предусматривается специальный патрубок, в котором размещается фильтр, обернутый латунной сеткой с отверстиями диаметром 2-3 мм.
Для защиты металла забойного оборудования скважин от разрушения горячей кислотой надежнее всего ингибировать смесь И-1-А -- 0,4% + уротропин -- 0,8% + йодистый калий от 0,01 до 0,1% (согласно рекомендации Н. И. Подобаева и др. Для раствора кислотной части термокислотной обработки применяются добавки ингибиторов и ПАВ, указанные при описании простых кислотных обработок).
Серийные обработки - представляют собой такой вид кислотной обработки, при котором интервал продуктивного пласта через короткие промежутки времени подвергается двух- и трехкратному воздействию одного и того же или разных видов кислотной обработки с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
Время, через которое производятся запланированные виды обработок, определяется необходимостью очистки забоя и извлечения отработанного раствора из пласта, если обработка производилась с задавливанием кислоты.
Примеры серийных обработок: а)«ванна-ванна-ванна»;б)«ванна-простая обработка приствольной части призабойной зоны - простая обработка призабойной зоны»; в) «термокислотная обработка - обработка под давлением» и т. д.
Поинтервальные или ступенчатые обработки. При одновременной обработке пласта большой мощности, нескольких пластов или пропластков вследствие избирательного проникновения кислоты в наиболее проницаемые интервалы большая часть из общей мощности продуктивных пород останется фактически не обработанной или в очень малой мере затронутой обработкой.
Для охвата всей мощности продуктивных пород воздействием кислоты необходимо принудительно задавливать кислотный раствор в ограниченные по мощности интервалы пласта или в отдельные его пропластки. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации принудительно-направленной обработке подвергается следующий интервал или пропласток и т. д., пока вся мощность пласта или все пропластки не будут охвачены обработкой.
Поинтервальным обработкам могут подвергаться нефтяные, газовые и нагнетательные скважины с открытым забоем, так и закрепленные обсадной колонной. Проводить их целесообразнее в начальный период эксплуатации скважин или после выхода их из бурения.

otherreferats.allbest.ru


Смотрите также