Кислотная обработка скважин

2) в ПЗП проникнет мелкодисперсный кольматирующий материал.

Проведение глинокислотной обработки возможно только в сква­жинах, заполненных нефтью, пресной водой, раствором хлористого аммония. Дешевый способ избежать конфликта жидкостей - исполь­зовать не полное заполнение скважин указанными составами, а не­большой по объему буфер, закачиваемый в головной части пачки гли-нокислоты. Хорошим буфером может быть пачка простой соляной кислоты.

Учет возможности выпадения осадка при контакте с пластовой во­дой. Раствор плавиковой кислоты может образовывать осадок при поступлении в пласт и контакте с минерализованной пластовой во­дой. Для предупреждения осадкообразования необходимо вытеснять пластовую воду из ПЗП пачкой водного раствора (5%) хлористого аммония.

Детализация композиции кислот. Поскольку при обработке и на­гнетательных, и добывающих скважин воздействию подвергается один и тот же пласт, композиция кислот может быть аналогичной описан­ным для нагнетательного фонда, за исключением следующих дета­лей:

- в кислотных составах на добывающих скважинах применяют ка-тионактивные ПАВ;

- в отличие от нагнетательной скважины, в добывающей более пол­но проявляется фактор температуры (ПЗП нагнетательной сква­жины может быть охлаждено), поэтому более тщательно выбира­ются компоненты по температурному пределу;

- поскольку риск неэффективности обработки добывающей сква­жины значительно больше, чем при обработке нагнетательной скважины, необходим детальный подбор композиции для каждо­го месторождения, что требует тщательного изучения минерало­гических свойств пород и растворимости в кислотах, создание ком­позиции для каждого месторождения и пласта, для каждого участ­ка месторождения. К большому сожалению, объем исследований в этой области недостаточен.

Учет времени реакции кислотных составов. Обработка нагнетатель­ных скважин производится в динамическом режиме с постоянным проталкиванием продуктов реакции в пласт. В отличие от этого, для добывающей скважины важна операция извлечения продуктов реак­ции, и возникает вопрос — через какое время проводить извлечение? Продолжительность реакции кислотных составов, указанная в пла-

нах работ по КРС, на сегодня составляет 8 ч.

Такая продолжительность реакции приемлема только для случаев установки кислотной ванны из-за ограниченной площади контакта кислоты с поверхностью колонны. При поступлении кислоты в по­ристую среду реакционная площадь контакта "кислота - порода" уве­личивается в десятки тысяч раз и время реакции кислоты снижается до 1—2 ч при существующих пластовых температурах (60—90 °С).

Глинокислотная композиция реагирует с породой в течение не­скольких минут. Ожидание реакции в данном случае принесет только вред из-за возможного выпадения продуктов реакции из раствора при снижении его кислотности.

Учет необходимой глубины проникновения, расчет объемов кислот­ной композиции.

Разработка технологии подразумевает анализ геофизического ма­териала с целью определения глубины проникновения фильтрата бу­рового раствора и необходимой глубины обработки ПЗП пласта.

Только в случае проникновения раствора кислоты за пределы по­врежденной зоны возможна эффективная очистка ПЗП. На данный период времени применяемые объемы кислотной обработки недоста­точны, часто ограничиваются объемом емкости кислотного агрегата (5-6 мЗ).

Расчет объема кислотной композиции необходимо проводить с учетом мощности, пористости и необходимой глубины проникнове­ния. В случае отсутствия информации о глубине повреждения пласта, удельный объем кислотного раствора принимается равным 1,5м³/м.

Необходимость отклонения кислотного состава. Кислотный состав, будучи водным раствором, поступает именно в водонасыщенные про­мытые интервалы пласта, увеличивает их проницаемость, что гаран­тирует увеличение обводненности продукции скважины.

В скважинах, работающих чистой нефтью, но вскрывших неодно­родные пропластки, кислотный состав проникает в пропласток наи­более проницаемый, способствуя быстрому продвижению фронта за­качиваемой воды от нагнетательной скважины именно по этому про-пластку.

Все описанное делает необходимым применение составов для от­клонения кислотных растворов в менее проницаемые, плохо дрени­руемые части пласта.

Необходимо оценить соотношение проницаемостей отдельных пропластков для конкретных месторождений и даже участков, вели­чину общей приемистости и рекомендовать для конкретных случаев

тип отклонителя.

Для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в каче­стве растворителя может выступать растворитель нефрас, для коллек­торов более проницаемых — нефтяная эмульсия. Возможно исполь­зование пенокислотного или полимерно-кислотного состава.

Запрещена обработка кислотным составом скважин, имеющих за-колонный переток. Для скважин с заколонными перетоками обра­ботка кислотой возможна только при условии предварительной за­качки в скважину изолирующего тампона или временно изолирую­щего тампона.

Не стоит проводить простой кислотной обработки и на скважине, находящейся в водонефтяной зоне, по которой произошло подтяги­вание конуса обводненности. В данном случае следует ориентировать­ся на технологию последовательной гидрофобизации из регламента по применению нефтяных растворителей.

Поиск оптимального метода извлечения продуктов реакции. Основ­ные проблемы с эффективностью кислотных обработок начались с момента отмены компрессорного способа освоения скважин. Обра­зовавшийся вакуум в идеологии СКО до сих пор не занят другими равноценными способами извлечения продуктов реакции. Применя­емые на сегодня методы имеют ряд существенных недостатков:

- идеальный способ — использование колтюбинга и разгазирование столба жидкости азотом для инициализации притока в скважину и выноса продуктов реакции. Данный способ хорош всем, но не имеет широкого распространения из-за большой стоимости арен­ды оборудования и большой стоимости азота.

- коэффициент полезного действия метода свабирования крайне низок. За один спуск сваба извлекается 800—1000 л жидкости. Вре­мя на монтаж оборудования, спуск поршня, извлечение заданно­го объема продуктов реакции значительно превышает время реак­ции состава в пласте. Вероятность выпадения из кислотного со­става осадка очень велика.

- использование гидрожелонки также требует значительных затрат времени.

Техническая задача формулируется так: необходимо использова­ние устройства, позволяющего за один спуск-подъем провести закач­ку в пласт химических реагентов и извлечение продуктов реакции не позднее, чем через 2 ч после поступления химии в пласт, при необхо­димости произвести геофизические исследования на той же компо­новке.

В случае невозможности использования специального устройства для извлечения продуктов реакции, следует проводить пенокислот-ные обработки скважин или использовать химически генерируемые пенные системы.

studopedia.ru

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН — КиберПедия

Кислотная обработка (КО) — это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инород­ных частиц, которыми загрязнены породы.

Кислотную обработку применяют для увеличения прони­цаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные ра­створы (ГКР). Такие виды обработки называются соответствен­но солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10— 30% НС1) и смесь соляной (10—15% НС1) и плавиковой (1—5%НF) кислот.

Для проведения КО в скважину спускают 62—73 мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислото-возом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транс­портируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы спрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Механизм кислотного воздействия на коллектор лучше всего рассмотреть с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение по­ристости не менее чем на 10%, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50%). Исходя из таких прин­ципов, подбирают состав активной части растворов.

При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте, например, известно, что 1 м³ различных кислот растворяет: 15%-ной НС1 — 200 кг известняка СаСО₃ или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содер­жащего 89% SiO₂, 3% карбонатов и 7% глин; 4% НF — 48 кг каолина; 10%-ной НС1 + 1%-ной НF — 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

Если после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м^{310%-ной НС1 + 1%-ной НF растворят 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации НР в ГКР до 3% обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5% — до 66 кг.}

Приведенные данные используют при расчетах объема кис­лотных растворов и оценках возможной глубины проникнове­ния активной части кислоты в пласт.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости по­род после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Во время взаимодействия соляной кислоты образуются: с карбонатами пород — водорастворимые соли СаС1₂, МдС1₂, газ СО₂, вода;

с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FеСО₃) — хлорное железо FеС1₃, ко­торое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fе(ОН)₃, способного закупоривать поры;

с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66°С — осадок гипса;

с окисью кремния в глинах — осадок, гель кремниевой кислоты;

с окисью щелочных и щелочно-Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются:

с кварцем — газоподобный SiF₄, а после снижения кислотности — гель кремниевой кислоты Si(ОН)₄, который закупоривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) — газоподобный SiF₄;

с кварцем и алюминием — параллельно с SiF₄ образуется гексафторокремниевая кислота Н₂SiF₆, соли которой Nа₂SiF₆ выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значительно меньше.

Часто вместо НF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NН₄НF₂ + NН₄F). Например, для получения раствора (12% НС1 + 3% НF) применяют смесь (16% НС1 + 3% БФФА). Наличие в растворе иона NН₄⁺ увеличивает растворимость продуктов реакции НF с силикатными породами, и по­этому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной Н₂SiР₆ + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно — не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минерало­гического составов, структуры порового пространства, режи­мов фильтрации и термобарических условий прохождения ре­акции. После обработки терригенных коллекторов проницае­мость образцов пород возрастает в 2—7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношения поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотногораствора и гидродинамических условий прохождения реакции.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной кон­центрации. Таким образом, при иных равных условиях за оди­наковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10% или от 12 до 6%). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в норовой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10°С обуславливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой — ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение рав­но 40, а в порах с диаметром 20 мкм — 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм — 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм — 5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдержива­ния для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтра­ции кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.

Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + НF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для обработки известняков, карбонизированных (С_к>3%) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15% НС1_Г а при Т_пл > 100°С — иногда и 30% НС1. Для обработки песчано-глинистых пород (С_к<3%) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10—15% НС1, а за ней — ГКР 1—5% НF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при С_к = 3% его можно записать как 1:1.

Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10%. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин по­лезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз.

Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии К_т.к, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингиби-рованной. При пластовых температурах до 100°С достаточно обеспечить значение К_тк = 20. Если температура 15%-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100°С, то растворяется 3500 г/(м³/ч) железа, а применение ингибитора «Север-1» уменьшает растворимость до 176 г/(м³/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концен­трации НС1. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно при­менять до Т≤110°С, С₀ ≤22% НС1 с К_тк = 23; ингибитор В2 — для Т ≤100°С; С₀≤36% НС1 с K_т.к. = 260; ингибитор ПБ-5 — для Т≤ 100°С, С₀≤22% НС1 с К_тк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5—1%.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Ре³⁴ в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fе³⁺, который обычно составляет 0,3%. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты — до Т≤60°С, для 0,5%-ной лимонной кисло­ты до Т≤ 90°С; для 0,65%-ной КРАСТ — до Т≤ 140°С. Увеличение стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм².

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть — продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3—0,5%. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2% асфальтенов или более 6% смол.

При КО водонагнетательных скважин рекомендуется до­бавлять 0,3—0,5% неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу.

Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м³/м поглощаю­щей толщины пласта, при второй — 1 м³/м, а при третьей — 1,5 м³/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных сква­жин, то увеличение объема КР при последовательно проводи­мых СКО необязательно. Если обработку проводят путем зака­чивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмуль­сий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30—60 мин.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6—12 м³ КР и только иногда 24 м³ и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не дол­жно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработ­ки карбонатных трещинных коллекторов должен быть макси­мально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР пре­имущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

Во время обработки карбонизированных терригенных кол­лекторов С_к≤10% используют кроме продавливающей жидко­сти еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С₀, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону) — и уже на расстоянии нескольких санти­метров С = 0,1С₀. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонат­ного материала пласта в радиальном направлении. Формирует­ся зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С₀ и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формиру­ются еще две кольцевые зоны — узкая с С₀>С>0 и широкая с C = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР, Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30—50% объема кислотного раствора.

Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т. п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных — нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуще­ствляется путем возбуждения притока флюидов из пласта давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пен­ных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20—30 м³ водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т. п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым про­водится эксплуатация скважины.

СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и исполь­зуется как средство антикоррозионной защиты труб при высо­ких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15% НС1? нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дистиллированных аминов фракции С₁₇—С₂₀) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5%. Период стабильности эмульсий составляет обычно τ_стаб = 20÷20 мин. при t_пл = 160÷100°С. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает.

Термохимическая КО — воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40°С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности.

Термокислотная обработка — это последовательное воздей­ствие на пласт термохимическим способом — кислотными ра­створами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обра­ботки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15%-ной НС1 выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно при­меняют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО.

Технология селективных КО предполагает последовательное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раство­ра полимеров, например, 2%-ного раствора ПАВ объемов 9 м³) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется как обычно). Селективные КО применяют для повторных обработок (третьих, четвертых и т. д.). Вязкая жидкость, нагнета­емая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию при предыдущих КО, и содействует направлению потока СКР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает.

Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса.

Замедление скорости реакции с породой и увеличение глу­бины проникновения кислоты в карбонатный пласт обуслов­лено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызы­вает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность.

Ограничением применения процесса является Тпл> 85°С или содержание хлоридов в пластовых водах более 5%, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми давле­ниями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины.

Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пено­образователем (0,5% ПАВ) и газовой фазой (воздух, природ­ный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты исполь­зуют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смеше­ния диаметром около 8 мм.

Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глубины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО Данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением,

а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет.

Газированная кислота — это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если степень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями — насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы. Газированные кислоты образуются в эжекторе подобно пенокислоте. После проникновения в пласт газированной кислоты незамедлительно начинают очищение его от продуктов реакции. Для этого открывают затрубную задвижку, а в НКТ закачивают чистую газовую фазу и проводят интенсив­ный дренаж пластов. Поскольку процесс непрерывный, длительность кислотной обработки вместе с освоением скважины сокращается до нескольких часов, что значительно повышает технико-экономические показатели процесса.

cyberpedia.su

Обработка скважин соляной кислотой — Студопедия

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 H₂SO₄ в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСL₂ образует гипс (CaS0₄×2H₂O), 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.

studopedia.ru

Соляно кислотные обработки ПЗП. Условия применения. Технология процесса. Проектирование СКО. Технические средства. Пути повышения эффективности СКО — Студопедия

Соляно-кислотноя обработка скважин основана на способности соляной кислоты растворят карбонатные породы-известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции при воздействии на изветсняк:

СаСОз + 2НС1 = СаС1₂ + Н₂О + СО₂;

При воздействии на доломит: СаМg (СО₃)₂ + 4НС1 = СаС1₂ + МgС1₂ + 2Н₂О + 2СО₂.

Полученные в результате реакции хлористые кальций (СаС1₂) и магний (МgС1₂) хорошо растворяются в воде и легко удаляются из призабойной зоны вместе с продукцией скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увеличиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. СКО в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности , на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.

Следует учитывать, что при температуре выше 20⁰С основная масса известняка растворяется в течении 20-30 минут. С учетом этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубоко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или предварительно охлаждать ПЗП, применять различные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.

Скорость растворения пород в кислоте значительно замедляется с повышением давления.

С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа: Fe (ОH)₃ + 3НС1 = FeС1₃ + 3Н₂О.

Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пуске скважины под нагнетание. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин использовать большие объемы кислотных растворов.

Необходимо учитывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение которых в порах пласта снижает прницаемость призабойной зоны скважины. Среди таких примесей:

- хлористое железо FeС1₂ , образующеся в результате гидролиза гидрата окиси железа Fe (ОH)₃ , выпадающего в виде объемистого осадка;

- серная кислота Н₂SO₄, в растворе; при взаимодествии ее с СаС1₂ образует гипс CaSO₄ ˖ 2H₂O, который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов;

- некоторые реагенты, вводимые в раствор в качестве антикоррозионных добавок;

- фтористый водород и фосфорная кислота, которые присутствуют при в соляной кислоте (при некоторых технологических схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция и фосфорно-кислого кальция.

Раствор соляной кислоты для обработки призабойной зоны пласта скважин готовиться с содержанием чистой соляной кислоты в пределах 15%. При большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты приготавливается для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально. Лучший сорт технической соляной кислоты – это синтетическая соляная кислота с содержанием HCl – не менее 31%, железа – не более 0,02%, серной кислоты – не более 0,005%.

Для борьбы с коррозией и предупреждению закупоривания пор и трещин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добавляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии (формалин, уникол ПБ-5, катапин А и др.) и стабилизаторами (BaCl₂ – хлористый барий, CH₃COOH – уксусная кислота, HF – плавиковая кислота).

Стабилизаторы – это вещества, необходимые для удержания в растворимом состоянии продуктов реакции примесей раствора HCl с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредных примесей серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария.

Интенсификаторы – это ПАВ, снижающие в 4-5 раз поверхностное натяжение продуктов реакции, они облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта (катапин А, мервелан К (О)).

Кроме этого, обработка соляной кислотой производится в скважинах с открытым стволом для удаления глинистой и цементной корок, для ликвидации прихвата инструмента, а также разрушения забойных пробок.

Для проведения кислотной обработки применяют специальный агрегат «Азинмаш-30», смонтированный на шасси вездеходного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен двумя гуммированными секциями по 5,3 м³ каждая и дополнительной прицепной цистерной емкостью 6 м³ с гуммированной внутренней поверхностью ее двух отсеков. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлении закачки 5,0-7,6 МПа. На промыслах иногда применяют цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-500. Если поршневая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном исполнении, то после окончания работ всю систему промывают водой.

Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м³ или ЦР-20 вместимостью 17м³ и в мерниках, гуммированных или покрытых специальными лаками или эмалями. В промысловых условиях в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки и т.д.

Для транспортировки и нагнетания в пласт жидкостей при кислотной обработке призабойны.х зон скважин предназначены насосные установки УНЦ1-160Х500К (АзИНМАШ-ЗОЛ) и АКПП-500, оснащенные трехплунжерным насосом 5НК-500 с приводом от тягового двигателя автомобиля.

Близость подошвенных вод (или контурных) является неблагоприятным условием для кислотной обработки.

Техника и технология обработки призабойной зоны пласта

Приготовление растворов кислот. Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

1. в кислотный агрегат «Азинмаш-30А» заливается чистая техническая вода в объеме из расчета дальнейшего долива концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации.

2. концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотника с водой.

3. приготовленный раствор транспортируется на скважину в кислотном агрегате.

studopedia.ru

Технология проведения кислотной обработки — Студопедия

Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают НКТ до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторократное от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве и устьевой задвижки через устье в НКТ закачивают кислотный раствор. Закачку ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в ПЗП. Продавливат кислотный раствор продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали). Объем продавочного раствора берут из расчета емкости НКТ, межтрубного пространства плюс 200-300л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь ласта.

После продавливания кислотного раствора в пласт, скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и т.д.). скважину после кислотной обработки осваивают через 10-12 ч, если пластовая температура не превышает 40⁰С, а на высокотемпературных скважинах (1000⁰С и выше) – через 2-3ч. Освоение чаще всего проводят при помощи компрессора. Скважины осваиваются через НКТ, нагнетая газ в затрубное пространство. Скважины могут осваиваться и другими способами: свабированием, промывкой нефтью и т.д.

При обработке скважины соляной кислотой кислота проникает, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются неохваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют пакером или закачивают в наиболее проницаемые участки высоковязкие эмульсии, раствор полиакриамида. После чего делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступает в менее проницаемые участки.

На скважинах, где интенсивно выпадают смлопарафиновые отложения на ПЗП, применяют термокислотную обработку. На забой скважины опускают магний (прутки диаметром 2-4мм, длиной 60см.), который при соприкосновении с соляной кислотой вступает в химическую реакцию, сопровождающую выделением большого количества тепла. Можно применять и др.металлы: натрий, калий.

Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в ПЗП закачвается не обычный кислтный раствор, а аэрированный раствор с ПАВ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию других участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность пен (400-800кг/м²) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.

Кислотная обработка в динамическом режиме (с применением струнного насоса или передвижного компрессора) разработана Б.М.Сучковым, В.И.Кудиновым, И.Н.головиным. Сущность технологии заключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого изменения давления на забое скважины и общей тенденцией к снижению давления во времени, что обеспечивает движения раствора и продуктов реакции по направлению к забою уже в процессе кислотной обработки. Это предотвращает закрепление нерастворимых продуктов реакции в пласте и способствует более полной очитстке пласта от продуктов реакции. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления. Лучших результатов достигают при изменении давления в циклах в интервале 10-25 %. При меньшем изменении давления экранирующий слой на поверхности породы не разрушается, т.к. импульс движения в пласт очень слабый. При большем изменении сокращается число циклов, что тоже не эффективно.

Технологическая схема проведения кислотной обработки в динамическом режиме с применением струйного насоса: в скважину на НКТ опускают струйный насос и пакер с хвостовиком, длина которого соответствует 1-1,5м³. Клнец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пласта. НКТ заполняют ингибированным раствором кислоты, при этом скважинная жидкость вытесняется в затрубное пространство. С помощью пакера разобщают межтрубное пространство и с помощью ЦА-320 или АН-700 закачивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на повышенной скорости. Раствор из НКТ вытесняется пресной или минерализованной водой. Затем в скважину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаровый клапан. В конструкции стрйного насоса используется шарик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается в НКТ после спуска насоса. Шаровый клапан садится в клапанное седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементировочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струйным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость. При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Раствор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик. После этого приподнимают шаровый клапан и через определенное время (5-10мин) расчетный объем раствора кислоты из хвостовика закачивают в пласт. Затрубное пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По выше изложенной технологии проводят несколько циклов. В каждом цикле увеличивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем возвращаемой жидкости уменьшается. Процесс продолжается до полного освоения скважины. Применяется на сложнопостроенных месторождениях с карбонатными коллекторами Удмуртии, где проведено 1213 обработок с высокими технологическими и экономическими показателями. Продолжительность эффекта 1100суток. Прирост 405522т.нефти.

studopedia.ru

Пенокислотная обработка скважин — Студопедия

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

Рис. 156. Схема обвязки оборудо­вания при обра­ботке скважин пе­нами.

1 — компрессор; 2 — кислотный агрегат; з — аэратор; 4 — крестовина; 5 — об­ратный клапан

удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или •совершенно не охваченные процессом фильтрации;

2) малая плотность кислотных пен (400—800 кг/м³) и их повышен­
ная 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 продуктив­
ных 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 отреагиро­
вавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха
в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при ос­
воении скважин (при снижении забойного давления), улучшает ус­
ловия и качество освоения.

Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислот­ных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрес­сора и смесителя-аэратора. Схема обвязки оборудования представ­лена на рис. 156, а конструкция аэратора на рис. 157.

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. 157. Аэратор.

1 — гайка под трубы; 2 — переводник; 8 — корпус; 4 — труба для воздуха; 5 — центратор; 6 — фланец с прокладкой; 7 — труба для кислотного раствора.

studopedia.ru

---

Смотрите также

• 
  Запуск скважины в эксплуатацию
• 
  Насос акварио для скважины
• 
  Гидроизоляция кессона для скважины
• 
  Защитная крышка для термометрической скважины
• 
  Схема бурения скважины для воды
• 
  Оператор комплекса горизонтального направленного бурения еткс
• 
  Декорирование скважины на воду
• 
  Установка гидроаккумулятора в кессоне скважины
• 
  Водная помощь бурение скважин
• 
  Аквафор для скважины
• 
  Угнетающее давление в бурении