Глинокислотная обработка скважин

Глинокислотная обработка (ГКО) — Студопедия

Глинокислотой называется смесь соляной (НС1) и плавиковой (HF) кислот. Особенностью ГКО является быстрая реакция плавиковой кислоты с алюмосиликатным материалом породы, обусловленная в значительной степени огромной площадью поверхности контактиру­ющих материалов.

H₄Al₂Si₂0₉ + 14HF = 2A1F₃ + 2SiF₄ + 9Н₂0

Образовавшийся фтористый кремний, реагируя с водой, образует по мере снижения кислотности раствора студнеобразный гель.

Реакция плавиковой кислоты с кварцем протекает настолько мед­ленно, что не представляет химического интереса.

Si0₂ + 4HF = 2H₂0 + SiF₄

Для предотвращения образования в поровом пространстве пласта геля кремниевой кислоты плавиковая кислота применяется только в смеси с соляной. Концентрация соляной кислоты составляет 10-12%, концентрация плавиковой — не выше 4%.

При ГКО существует требования к жидкости, находящейся в сква­жине. Недопустимы ГКО в скважинах, заглушённых хлористым каль­цием или хлористым натрием. Плавиковая кислота вступает в реак­цию с указанными реагентами с образованием нерастворимого осад­ка, способного кольматировать ПЗП.

Приготовление возможно с использованием бифторид-фторид аммония (БФФА). При этом концентрация соляной кислоты прини­мается более высокой, т.к. часть ее расходуется на разложение фтори­да аммония.

Обработка смесью соляной кислоты и БФФА терригенных пород-коллекторов дает лучший результат, чем их обработка глинокислот-ным раствором, так как замедляется скорость реакции и кислота в активном состоянии проникает глубже в пласт, расширяя радиус об­работки пласта вокруг ствола скважины.

Опыты по растворению в смеси HCI и БФФА терригенных пород (песчаников и алевролитов) показали, что увеличение концентрации Nh5FHF в HCI так же, как и увеличение концентрации самой HCI, приводит к увеличению скорости растворения террригенных пород. При этом концентрацию БФФА можно увеличивать до концентра­ции соляной кислоты, применяемой при обычных соляно-кислотных обработках, однако наиболее оптимальным соотношением является состав: 8-12% НС1 + 4% (не более) БФФА.

Для получения глинокислоты, содержащей 4% HF и 8% НС1, сле­дует взять раствор соляной кислоты 13% и на каждый кубический метр такой кислоты необходимо истратить 71 кг товарного бифторид-фто-рид аммония с обычным содержанием фтора 56% и кислотностью 23%.

Дальнейшим развитием идеи увеличения безопасности кислотных составов явилось создание кислотной композиции ТК-2. Среди множества преимуществ этого состава, следует отметить то, что со­став не обладает кислотными свойствами до момента поступления в пласт.

studopedia.ru

Глинокислотная обработка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Глинокислотная обработка

Cтраница 3

Если при проведении кислотной и глинокислотной обработки не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта согласно действующим инструкциям по гидроразрыву пласта, утвержденным Мингазпромом СССР.  [31]

Если при проведении кислотной и глинокислотной обработке не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта.  [32]

Результаты опытов по глинокислотной обработке составных образцов указывают на рост проницаемости головных кернов ( от входа кислоты) в 3 2 - 4 6 раза при выдержке в порах кислотных растворов с низким содержанием ( 1 - 3 %) HF и снижение ее для образцов - у выхода раствора из породы - до 0 5 - 0 8 начальной.  [33]

Четвертая технологическая схема - ступенчатая многорастворная глинокислотная обработка ПЗП - обычно рекомендуется в полимиктовых коллекторах с плохими коллекторскими свойствами и особенно при базальном виде цементации. Ступени обработки определяются удельным расходом раствора, приходящимся на 1 м мощности пласта. Этот раствор не выдерживается в ПЗП, а сразу извлекается, так как на извлечение его требуется значительное время, иногда 8 - 12 ч, которого вполне достаточно для реакции его с породой. По четвертой технологической схеме достигается равномерная обработка пласта в нагнетательных скважинах, которая способствует вытеснению нефти из пласта и продвижению закачиваемой воды.  [34]

Таким образом, эффективность глинокислотных обработок зависит от ряда причин. Наиболее эффективным реагентом для гли-нокислотной обработки является БФА, который поставляется заводом в двойных поливиниловых и крафт-мешках. В такой упаковке он очень удобен для транспортировки, особенно в тяжелых условиях Западной Сибири и горных местностей.  [35]

При подготовке скважины к глинокислотной обработке необходимо соблюдать чистоту технологического процесса при хорошо подготовленных оборудовании, емкостей и коммуникаций, ствола скважины, забоя скважины.  [36]

Таким образом, на эффективность глинокислотных обработок в полимиктовом песчанике влияет характер трещиноватости породы и вид вещества, заполняющего трещины.  [37]

Представляет определенный интерес электроимпульсный метод глинокислотной обработки. Он заключается в том, что в период после закачки кислотного раствора датчиком в призабойную зону пласта подаются импульсы в виде электроударов. Электрический заряд проходит через кислотный раствор, активизирует кислоту, особенно БФА для реакции с породой, перемешивает ее, предотвращает выпадение солей из отреагировавшего раствора и образование геля.  [38]

Таким образом, вспомогательный метод глинокислотной обработки может быть рекомендован при большеобъемных обработках высококарбонатных терригенных коллекторов при длительной ( более 6 ч) выдержке раствора в низкопроницаемом ( до 100 мД) пласте при отсутствии условий принудительной конвекции кислотного раствора в ПЗП.  [39]

Таким образом, наибольшую эффективность от глинокислотных обработок следует ожидать в коллекторах с пленочным цементом, что подтверждается результатами обработок скважин.  [40]

Этот вывод следует учитывать при проектировании глинокислотных обработок терригенного пласта.  [41]

В связи с трудностью получения эффекта от глинокислотной обработки в полимиктовых коллекторах проектирование этих обработок рекомендуется выполнять в следующем порядке: вначале необходимо провести комплексное изучение гидродинамического состояния призабойной зоны пласта для определения причин низкой продуктивности скважины и оценки возможной эффективной обработки.  [42]

Применение жидкого азота представляет особый интерес при проведении глинокислотных обработок с БФА в полимиктовых песчаниках.  [43]

Видимо, этой причиной и объясняется высокая эффективность глинокислотной обработки шаимских кернов с увеличенным содержанием карбонатного цемента. Наибольшая эффективность кислотных обработок кернов с хлоритовым цементом пленочного вида получена на образцах Сургутского месторождения.  [44]

Наибольшую опасность образования геля и ухудшения проницаемости полимиктовых песчаников при глинокислотной обработке представляет хлоритовая фракция пластового цемента.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Эффективность - глинокислотная обработка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Эффективность - глинокислотная обработка

Cтраница 1

Эффективность глинокислотных обработок на различных видах скважин неодинакова.  [1]

Эффективность глинокислотных обработок в терригенных коллекторах зависит от вещественного состава песчаников и особенно от полимиктового цемента, что доказывается исследованиями на кернах с различным содержанием фракции цемента.  [3]

Эффективность глинокислотных обработок зависит не только от фракционного состава полимиктового цемента, но и от его вида. Установлено, что с увеличением как абсолютного содержания в породе пленочного цемента, так и его относительного растворения в кислотном растворе проницаемость песчаника повышается. Причем при растворении гидрослюдистого пленочного цемента эффективность обработок кернов становится на 30 % выше, чем при растворении хлоритового.  [5]

Эффективность глинокислотных обработок засолоненных кернов существенно зависит от содержания карбонатного цемента в песчанике. Так, при карбонатности породы 17 4 % засолонение ее практически не отразилось на эффективности глинокислотной обработки.  [6]

Таким образом, эффективность глинокислотных обработок зависит от ряда причин. Наиболее эффективным реагентом для гли-нокислотной обработки является БФА, который поставляется заводом в двойных поливиниловых и крафт-мешках. В такой упаковке он очень удобен для транспортировки, особенно в тяжелых условиях Западной Сибири и горных местностей.  [7]

Таким образом, на эффективность глинокислотных обработок в полимиктовом песчанике влияет характер трещиноватости породы и вид вещества, заполняющего трещины.  [8]

Выше указывалось, что влияние литологических фракций по-лимиктового цемента на эффективность глинокислотных обработок изучено очень слабо. В результате этого на многих скважинах эффекта от обработок не получено. Поэтому изучение влияния фракций полимиктового цемента на эффективность глинокислотных обработок терригенных пород представляет не только теоретический интерес, но и диктуется требованиями практики.  [9]

На месторождениях Краснодарского края ( Анастасиевско-Тро - ицкое) для повышения эффективности глинокислотных обработок применяют газолино-кислотные и газолино-глинокислотные растворы, которые хорошо отмывают асфальтосмолистые и другие вещества с поверхности пород, слагающих продуктивные пласты. Для этого в призабойную зону закачивают одновременно или поочередно растворитель с глинокислотой. В качестве растворителя используют природный углеводородный газоконденсат.  [10]

Так, на примере месторождений Татарии и Западной Сибири был проведен сравнительный анализ эффективности глинокислотной обработки ( ГКО) призабойных зон.  [11]

Эффективность глинокислотных обработок засолоненных кернов существенно зависит от содержания карбонатного цемента в песчанике. Так, при карбонатности породы 17 4 % засолонение ее практически не отразилось на эффективности глинокислотной обработки.  [12]

Выше указывалось, что влияние литологических фракций по-лимиктового цемента на эффективность глинокислотных обработок изучено очень слабо. В результате этого на многих скважинах эффекта от обработок не получено. Поэтому изучение влияния фракций полимиктового цемента на эффективность глинокислотных обработок терр

www.ngpedia.ru

Методы интенсификации притока газа. Кислотная обработка скважин, страница 3

Рисунок 7.2.1 – Схемы различных видов СКО:

1 – простая; 2 – с применением пакерующей жидкости; 3 – спирто-солянокислотная; 4 – с применением ПАВ.

Например, по мере эксплуатации скважин в призабойной зоне пласта происходит выпадение асфальто-смолистых веществ, эффект от первичных кислотных обработок снижается. Закачивая раствор соляной кислоты с метанолом, растворяют спиртом отложения, кислота контактирует непосредственно с породой, растворяет породы и увеличивает диаметры капиллярных каналов.

Кислотная обработка с пакерующей жидкостью относится к методам поинтервальной обработки. При значительной толщине продуктивного пласта, при простой КО реагирует с кислотой только нижняя часть вскрытой продуктивной зоны пласта, иногда даже может привести к преждевременному обводнению за счет создания каналов к газоводяному контакту. Для предупреждения этого явления проводят простую КО, закачивая количество кислоты только для обработки нижнего интервала продуктивного пласта. Затем закачивают пакерующую жидкость (ПЖ), плотность которой выше плотности раствора кислоты. В качестве пакерующей жидкости используют раствор хлористого бария. ПЖ блокирует нижний отработанный кислотой интервал вскрытого продуктивного пласта, а новая порция кислоты вступает в реакцию с вышерасположенным интервалом продуктивного пласта.

Пенокислотная обработка применяется на месторождениях, на которых пластовое давление значительно ниже гидростатического или месторождение находится в завершающей стадии разработки.

Возможно и сочетание различных модификаций кислотных обработок в зависимости от конкретных условий на скважине и месторождении, например, спирто-солянокислотная обработка с пакерующей жидкостью и др.

Разновидностью СКО является термокислотная обработка скважины. Она основана на том, что реакция соляной кислоты с магнием происходит с выделением теплоты. Например, 1 кг магния на 70 л кислоты повышает температуру на 85 ⁰С, а на 100 л кислоты – на 60 ⁰С. Обработку ведут в два этапа, закачивая кислоту с магнием, а затем проводят запланированную модификацию кислотной обработки.

7.2.3. Глинокислотная обработка скважин.

На месторождениях, где продуктивные пласты представлены песчаниками, проводят глинокислотную обработку скважин (ГКО), т.е. смесью соляной и фтористоводородной кислоты.

Реакция имеет следующий вид:

– с кварцем    SiO₂ + 4НF = SiF₄ + 2Н₂О                                           (7.2.10)

– с каолином  Н₄Аl₂Si₂О₉ + 14HF = 2АlF₃ + 2SiF₄ + 9Н₂О                (7.2.11)

Используемая техническая плавиковая кислота состоит из:

HF – 40%;   Н₂SiF₆ – 0,1%;   Н₂SO₄ – 0,05%.

Соляная кислота необходима по следующей причине. Выделяющийся SiF₄ газообразен, вступает в реакцию с водой и образует кремниевую кислоту. Последняя выпадает в осадок в нейтральной среде в виде студнеобразного геля. Гель может закупорить поровые каналы. Соляная кислота предотвращает выпадение геля, кремниевая кислота в кислой среде находится в растворенном состоянии.

Соляная кислота также переводит плохо растворимую соль AlF₃ в хорошо растворимую соль AlCl₃,

AlF₃ + 3НСl = AlCl₃ + 3НF                                                               (7.2.12)

которая в нейтральной среде образует гелеобразную гидроокись алюминия

AlCl₃ + 3Н₂О = Al(ОН)₃ + 3НСl                                                        (7.2.13)

Присутствие соляной кислоты препятствует выпадению в осадок гидроокиси алюминия.

Глинокислота применяется для обработки пластов, представленными глинизированными песчаниками, почти полностью лишенных карбонатности. Карбонатные породы при взаимодействии с плавиковой кислотой дают нерастворимую соль CaF₂ по реакции

СаСО₃ + 2НF = CaF₂ + Н₂О + СО₂                                                    (7.2.14)

При наличии в песчаниках значительного количества карбонатов последние удаляются предварительной обработкой соляной кислотой.

7.2.4. Основы гидравлических расчетов КО.

vunivere.ru

Глава 5 Технология обработок глинокислотой

Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой.

Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал — аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3—0,4 м³ кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75—1,0 м³ на 1 м мощности.

Средний оптимальный состав рабочего кислотного раствора: НС1 — 8,0%; HF — 4,0%. Не следует снижать концентрацию HF ниже 3,0% для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Равным образом для песчаников с большим содержанием глин и других алюмосиликатов в качестве верхнего предела можно принять: содержание НС1 —10,0%; содержание HF-5,0%.

Во избежание смешивания в пограничной зоне нейтрализованной соляной кислоты с плавиковой можно первого раствора брать несколько больше (на 0,1 —1,0 м³) по сравнению с табличными данными. Составы первого и второго растворов рекомендуются те же, что и для соответствующих растворов при обработках одной соляной кислотой (первый раствор) и при обработках одной глинокислотой (второй раствор), описанных выше.

Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины.

На практике применяется совмещение кислотных обработок со следующими процессами:

а) с гидравлическим разрывом пласта;

б) с применением забойного гндровпбратора (ГВЗ-108), разработанного МИНХ и ГП;

в) с предварительным свабированием и гидросвабированием;

г) с предварительным электропрогревом пласта.

Глава 6 Ингибиторы коррозии

Под ингибиторами коррозии понимаются - специальные реагенты, добавление которых в небольших количествах сильно снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла наземного оборудования - емкости хранения кислот и их растворов, передвижные емкости всех видов, насосные агрегаты, линии обвязки и прочее оборудование, а также металла подземного обустройства скважин - подъемная колонна насосно-компрессорных труб, эксплуатационная (обсадная) колонна, фильтры и проч.

Ингибирование кислотных (рабочих) растворов является совершенно обязательной операцией для каждой кислотной обработки, а игнорирование этого требования должно рассматриваться как грубое нарушение технологии.

В качестве ингибиторов применяются следующие реагенты.

Ингибитор катапин-А (алкилбензилпири-динийхлорид). Этот реагент считается одним из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали. При дозировке его в количестве 0,1% от общего количества рабочего кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 55—65 раз. Даже при такой незначительной добавке, как 0,025% от количества раствора или 0,25 кг катапина на 1 м³ 10%-ной кислоты, коррозионная активность последней снижается в 45 раз.

Катапин-А хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты в поровом пространстве пласта за счет реагирования ее с карбонатной породой каких-либо осадков не образуется. Реагенты катапин-К и катамин-А также можно применять при обработке пластов с обычными температурами (20—40° С), так как их защитные свойства превышают таковые реагентов ПБ-5, уротропина и формалина.Однако они как ингибиторы уступают катапину-А, поэтому средние дозировки рекомендуются следующие (в %): катапин-А— 0,05; катапин-К — 0,10; катамин-А — 0,20.

Реагенты катапин-А и катамин-А являются хорошими катионоактивными ПАВ.

Ингибитор марвелан-К(О) представляет собой четвертичную аммонийную соль 1-ок-сиэтил-1-метил-2-гептадецинил-имидазолина. Поставляется из ГДР. Как ингибитор значительно уступает катапину-А. Активность его как ингибитора отличается тем, что при изменении дозировки от 0,05 до 0,5% коррозионная активность снижается, соответственно, в 13,5 и 16,7 раза, т. е. относительно мало зависит от изменения дозировки в 10 раз. При дозировке в 0,05% марвелан-К(О) близок по активности к реагенту ПБ-5, но при более высоких дозировках уступает ему. Рекомендуется средняя дозировка марвелана-К(О) —0,1%. Этот ингибитор является высокоактивным катионоактивным ПАВ.

Ингибитор И-1-А. Реагент предложен группой авторов под общим руководством проф. С. А. Балезина (Государственный педагогический институт им. В. И. Ленина). Наибольшей активностью этот реагент обладает в композиции с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А+ 0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора ( + 20° С) снижается в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А + 0,8% уротропина — в 55 раз.

Для более высоких температур надежного реагента-ингибитора коррозии на сегодня пока нет.

Ингибитор В-2 — реагент, выпускаемый Волгоградским химкомбинатом. Защитные свойства его определяются следующими показателями технических условий завода-изготовителя.

Скорость растворения стали (Ст. 3, Ст. 20) при 20° С за 24 ч при дозировке В-2 0,25—1,0%, составляет:

а) в технической соляной кислоте по ГОСТ 857—57 —не выше 0,15;

б) в смеси 20—27%-ной соляной кислоты по ГОСТ 857—57 с 3,0% фтористоводородной (плавиковой) кислоты — не выше 0,25;

в) в концентрированных абгазовых кислотах с концентрацией НС1 не выше 33% коэффициент коррозии равен 0,2 г/м²*ч.

Столь высокие показатели позволяют рекомендовать реагент В-2 для широкого применения при обработках скважин с обычными температурами пласта при дозировке 0,2—0,3%.

Ингибитор уникод ПБ-5. Реагент представляет собой продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400—600.

В основном он применяется для ингибирования соляной кислоты непосредственно на химических предприятиях. Однако выше отмечались недостатки такой ингибированной соляной кислоты. Вследствие большой концентрации ингибитора — 0,8—1,0% и способности большей части его выпадать в осадок после нейтрализации кислоты породой пласта использование этого реагента может отрицательно влиять на результаты обработок скважин.

Ингибитор уротропин технический. Уротропин, или, иначе, гексаметилентетрамин, является таким же слабым ингибитором, как и формалин, если их дозировать в эквивалентном соотношении.Так, при дозировке 0,6% товарного 40%-ного формалина или 0,2% уротропина достигается примерно одинаковое 16-кратное снижение коррозионной активности 10%-ной соляной кислоты. Но применять сухой препарат — уротропин удобнее и безопаснее для персонала кислотной бригады, чем формалина.[3]

studfile.net

Анализ причин снижения продуктивности скважин — КиберПедия

Анализ причин снижения продуктивности скважин

При первичном вскрытии продуктивных пластов (бурении) фильтрационная способность призабойной зоны ухудшается в результате:

1. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта в призабойной зоне происходят необратимые процессы связанные с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления, ᴛ.ᴇ. перераспределением внутренних напряжений в окружающей забой породе.

2. Проникновение фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство вызывает:

- набухание глинистых компонентов призабойной зоны;

- при взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок;

- наличие фильтрата в призабойной зоне снижает фазовую проницаемость для нефти.

Глубина проникновения в пласт фильтрата может составлять порядка 3х метров.

3. Проникновение твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство вызывает:

- кольматацию призабойной зоны, ᴛ.ᴇ. заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта дисперсионной и тонкодисперсионной фазами глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства. Так исследованиями установлено, что проникновение частиц дисперсионной фазы наблюдается при dп /d ч > 3 и особенно сильно проявляется при dп /d ч ≥5. Исследованиями также установлено, что глубина кольматации зависит от соотношения диаметров пор (dп) и частиц (dч), от физико-химических свойств дисперсной среды, от репресии на пласт, от проницаемости пород и составляет по разным оценкам 5 - 6 см - для пород высокой проницаемости и 1.5 - 2 см - для пород с низкой проницаемостью, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %.

4. Фильтрация бурового раствора в призабойную зону сопровождается закреплением более крупных частиц на стенке скважины с образованием глинистой корки, что наблюдается при dп /d ч < 3.

Продуктивность скважины существенно зависит от оборудования забоя скважины и метода вторичного вскрытия продуктивного пласта͵ что вызывает гидродинамическое несовершенство по характеру вскрытия. Это

зависит от метода перфорации, глубины и плотности перфорации.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в результате следующих факторов:

- эксплуатация скважин сопровождается нарушением термобарического равновесия в призабойной зоне (дроссельный эффект), что приводит к выделению из нефти растворенного газа, отложению парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство;

- призабойная зона существенно загрязняется при проведении текущего и капитального ремонтов в сквжинах в результате проникновения в нее жидкости глушения;

- приток нефти в скважину сопровождается выносом песка из призабойной зоны и образованием песчаных пробок, перекрывающих фильтр скважины;

- также можно выделить биологические факторы, предопределяющие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.

2.2. Назначение кислотных обработок