Соляно кислотная обработка скважин


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:

- Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.

- Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.

- 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.

Дата добавления: 2018-11-25; просмотров: 992; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Соляно - кислотные обработки скважин

Поиск Лекций

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.

Рекомендуемые страницы:

poisk-ru.ru

Технология кислотной обработки скважин

Поиск Лекций

Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.

По роду проводимых операций все методы интенсификации нефтеотдачи пластов (МУН – метод увеличения нефтеотдачи пласта) можно классифицировать следующим образом:

1. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Наиболее распространёнными способами химического воздействия являются солянокислотные обработки пластов и обработки пластов смесью соляной и плавиковой кислот. Все они основаны на химических реакциях взаимодействия породы с химическими веществами, в результате которой часть породы растворяется увеличивая размеры поровых каналов и трещин.

2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Основаны на промывках призабойной зоны пласта (ПЗП) водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) и других добавок, с помощью которых из пор, поровых каналов и трещин удаляют остаточную воду и мелкодисперсные твёрдые частицы.

3. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ. Заключаются в удалении со стенок поровых каналов осевший парафин и смолы. С помощью тепла так же интенсифицируются химические методы воздействия на пласт.

4. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ. Позволяют создать в продуктивных пластах новые каналы и расширить уже существующие. На месторождениях ОАО»ЮНГ» они основаны на применении гидравлического разрыва пласта ГРП.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА (ПЗП)

За последние годы разнообразие кислот используемых для обработки призабойной зоны пласта увеличилось. Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения.

В настоящее время применяют кислоты:

· сульфаминовую,

· углекислую

· серную.

Существуют следующие виды кислотных обработок (технологий), как:

1. Соляно-кислотная обработка:

- кислотные ванны;

- простые кислотные обработки;

- кислотные обработки под давлением;

- глубокая кислотная обработка;

- пенокислотная обработка;

- кислотная обработка пластов с низкой температурой;

2. Глинокислотная обработка.

Кислотную обработку применяют как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

В первых — для увеличения деби­та, во вторых — приемистости скважин.

Для обработки скважин применяют в основном соляную кис­лоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагаю­щими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо рас­творимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта.

ОБРАБОТКА СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ.

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).

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.

Рекомендуемые страницы:

poisk-ru.ru

2. Обработка скважин соляной кислотой

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.

В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции.

При воздействии на известняк

При воздействии на доломит

Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCL2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

В количественных соотношениях реакция соляной кислоты с известняком запишется следующим образом:

Таким образом, при взаимодействии с известняком 73 г чистой НСL при полной ее нейтрализации растворяется 100 г известняка. При этом получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. Таким образом, на 1 кг известняка надо израсходовать следующее количество чистой НСL - 730 г.

Известно, что 1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой НСL. Следовательно, для растворения 1 кг известняка потребуется 4,53 л раствора.

Аналогично для второй реакции воздействия НСL на доломит при взаимодействии 146 г чистой НСL с 184,3 г доломита [CaMg (CO3)2] при полной нейтрализации получается 111 г растворимой соли хлористого кальция; 95,3 г MgCL2; 36 г воды (Н2О) п 88 г углекислоты. Для растворения 1 кг доломита потребуется кислоты - 4,914 л 15%-ного раствора HCL.

Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. К числу таких примесей относятся следующие.

1. Хлорное железо (FeCL3), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная кислота h3SO4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСL2 образует гипс (CaS042h3O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых 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 [Сa3 (РO4)2].

Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НСL 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 НСL равна минус 32,8 °С.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НСL 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 уникод 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 НСL.

2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па 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 катапин 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 НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза.

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

В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL2). 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 (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта.

Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Точный рецептурный состав компонентов и их количества определяют по соответствующим руководствам или расчетным таблицам в лабораториях или НИИ.

Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Растворы НСL готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF), пары которой ядовиты.

Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки и обработки под давлением ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки.

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.

Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.

Таблица 5.1. Рекомендуемые объемы раствора НСL на 1 м толщины пласта

Порода

Объем раствоpa НСL, м3/м

при первичных

обработках

при вторичных

обработках

Малопроницаемые тонкопористые

0,4 - 0,6

0,6 - 1,0

Высокопроницаемые

0,5 - 1,0

1,0 - 1,5

Трещиноватые

0,6 - 0,8

1,0 - 1,5

Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС (табл. 5.1).

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концентрация раствора - 12 %, максимальная - 20 %.

Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.

Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, при температуре 30 - 60 °С - 1 - 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтрализации кислоты.

Многочисленные опыты и исследования показали, что кислота в карбонатных породах не образует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом (растворение протекает более равномерно вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий. Но все равно образующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL в исходном растворе и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.

Увеличение исходной концентрации - недостаточно эффективный способ, так как он вызывает коррозию металла и оборудования, способствует образованию нерастворимых осадков в продуктах реакции. Увеличение скорости закачки считается эффективным средством, но оно лимитируется поглотительной способностью скважины и мощностью применяемого насосного оборудования. Применение добавок - более эффективное средство. Количество уксусной кислоты в растворе, применяемом для замедления, увеличивают в несколько раз по сравнению с необходимым для стабилизации. Так, при ее содержании 4 - 5 % от общего объема раствора скорость нейтрализации замедляется в 4 - 5 раза. Это означает, что раствор сохранит свою активность на расстояниях (при одномерном движении) в 4 - 4,5 раз больших при прочих равных условиях.

Кислотная обработка под давлением. При простых солянокислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев п их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества.

Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых прослоев h и их пористостью m по формуле

Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5 - 2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НСL без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

studfiles.net


Смотрите также