Виды кислотных обработок кратко

Обновлено: 05.07.2024

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.

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:

Существуют следующие виды кислотных обработок (технологий), как:

1. Соляно-кислотная обработка:

- простые кислотные обработки;

- кислотные обработки под давлением;

- глубокая кислотная 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:

CaMg(CO3)₂ + 4HCl = ↓CaCl₂ + ↓MgCl₂ + ↑2CO2 + 2H₂O;

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 = 2H2O + SiF4;

Фтористо-водородная кислота – Каолин:

H4Al2SiO9 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O;

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.

NH4HF + HCl =2HF + NH4Cl;

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 м 3 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:

· 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 м 3 легкого глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см 3 и 27 м 3 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 м 3 .

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 Р_{устье скв.} ˂ Р_{компрессора}, 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.

На промыслах применяют следующие кислотные обработки:

1. Кислотные ванны;

2. Простые кислотные обработки;

3. Кислотные обработки под давлением;

4. Термокислотные и термогазохимические обработки;

5. Пенокислотные и термопено - кислотные обработки;

6. Гидроимпульсные кислотные обработки;

7. Кислотоструйные обработки;

8. Обработки глинокислотой;

9. Углекислотные обработки;

10. Обработки сульфаминовой кислотой и др.

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

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

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

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

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

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

Насосно - компрессорные трубы спускают до забоя и поддерживают

циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства

Рисунок 3.1 - Технологические схема (а — г) установления кислотной

1 — вода;

2 — кислота;

3 — продавочная жидкость.

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

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

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

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

Рисунок 3.2 - Примерная схема обвязки наземного оборудования при

установлении кислотной ванны: 1 — кислотовоз; 2 — установка насосная; 3 — скважина; 4 — резервуар.

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

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

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

Концентрацию рабочего раствора кислоты считают равной 15 -20%.

Объемы раствора кислоты для простых обработок в расчете на 1 м толщины открытого ствола или интервала перфорации зависят от проницаемости пород.

Простые кислотные обработки пластов песчаников и алевролитов предназначены для растворения продуктов коррозии (в водонагнетательных скважинах) и кальцитовых отложений (в нефтедобывающих скважинах). Кальцит выделяется из пластовых вод при эксплуатации скважин и

откладывается в трубах, на фильтре (в интервале перфорации), забое, иногда и в призабойной зоне. Простые кислотные обработки применяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержание составляет 25% и более.

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

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

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

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

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

Технология простой кислотной обработки заключается в следующем

В нефтяную добывающую скважину через НКТ закачивают нефть, в

водонагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод за -

трубного пространства (рис. 3.3 а).

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

Рисунок 3.3 - Технологические схема проведения простой кислотной

обработки: 1 —вода; 2 —кислота ;

3 —продавочная жидкость.

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

Если планом работ предусматривается оставление раствора кислоты для реагирования с поверхностью карбонатных пород в открытом стволе, то количество продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Если планируется задавливание всего раствора кислоты в пласт, то количество продавочной жидкости берут равным объему НКТ и

затрубного пространства в интервале обработки (рис. 3.3 г).

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

При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8 —10 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально

возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его от ствола скважины в породу. Скорость продавливания увеличивают, повышая давления нагнетания насосной установки.

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

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

С; при более высоких температурах выдерживание не рекомендуют.

Рисунок 3.4 - Применяемая схема обвязки наземного оборудования при

простой кислотной обработке: 1 —резервуары для раствора кислоты; 2 —установка насосная;

4 —резервуар с продавочной жидкостью.

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

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

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

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

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

Кислотные обработки под давлением увеличивают охват толщины

продуктивного пласта воздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.

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

Рисунок 3.5 - Примерная схема обвязки наземного оборудования при

кислотной обработке под давлением:

1 — передвижная емкость для кислоты;

2 — стационарная емкость для кислоты;

3 — емкость для нефти;

4 — цементировочный агрегат; 5 — установка насосная УНЦ - 160Х 50 К. (АзИНМАШ - ЗОА); 6 — бункеры; 7 — основной насос;

8 — водяной насос;

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

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

Термокислотные обработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто - смолистых отложений, для образования каналов

растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.

Термогазохимическое воздействие - сущность термогазохимического

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

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

Рисунок 3.6—Схема обвязки оборудования при пенокислотой обработке:

2 — обратный клапан:

4 —установка насосная (кислотный агрегат);

6 — глубинный насос.

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

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

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

Обработки глинокислотой — предназначена для воздействие на песчаники или песчано - глинистые породы, а также на глинистую корку.

Основное условие применения— отсутствие или минимальное содержание (до 0,5%) карбонатов в породе.

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

Наиболее эффективна глинокислота, состоящая из 8% - и соляной кислоты и 4% - й плавиковой кислоты. Для песчаников с небольшим

содержанием глинистого материала не следует применять плавиковую кислоту концентрацией менее 3%. Для песчаников с большим содержанием глин максимальные концентрации соляной кислоты—10%, плавиковой кислоты—5%. Глинокислоту рекомендуют приготовлять путем растворения в соляной кислоте технического бифторид - фторид аммония.

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

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

Серийные кислотные ванны рекомендуют применять в основном при освоении скважин после бурения. Серийные термокислотные и термохимические обработки рекомендуют проводить в скважинах с

Кислотная обработка скважин – одна из технологий, применяющаяся при освоении скважин и их эксплуатации. Основной ее целью является очистка забоя для интенсификации притока пластового флюида. Различают несколько модификаций данной технологии, в зависимости от режима воздействия на пласт и геологических условий.

Назначение и принцип

Кислотная обработка применяется при бурении, эксплуатации и обслуживании объектов добычи нефти для решения следующих задач:

обработка призабойной зоны в период освоения скважины (для притока пластового флюида после окончания ее строительства);
интенсификация (повышение дебита);
очистка фильтра и забоя от загрязнений, скапливающихся в процессе эксплуатации, после закачки воды или ремонта скважины;
устранение отложений в обсадных колоннах и другом подземном оборудовании.

Вам будет интересно: Утилизация нефтешламов, вывоз и переработка нефтесодержащих отходов

Кислоты, закачиваемые в скважину, растворяют кальцийсодержащие породы (известняк, доломит и другие), а также частицы цементирующих составов, которые остаются на забое после цементирования затрубного пространства.

Типы обработки

Вам будет интересно: Фреттинг-коррозия: причины и способы предупреждения

В практике эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти выделяют следующие виды кислотной обработки:

матричная (закачка реагента под давлением, значение которого меньше гидроразрыва пласта);
кислотные ванны внутрипластовые (простая обработка);
под большим давлением (кислотный гидроразрыв, при этом происходит трещинообразование);
поинтервальное воздействие;
термокислотная обработка.

Последний вид технологии применяется в тех ситуациях, когда поры коллектора в призабойной зоне забиты отложениями парафина, смолами и высокомолекулярными углеводородами.

Кислотные ванны скважин в основном проводят в следующих случаях:

первичное освоение (ввод скважин в эксплуатацию);
очистка необсаженных фильтров;
очистка фильтра, перекрытого обсадными трубами, от кислоторастворимых материалов.

Виды реагентов

Вам будет интересно: Норийные ковши: описание и применение

Базовыми веществами, применяемыми при кислотной обработке скважин, служат соляная HCl и плавиковая HF кислоты, а также их смесь (глинокислота). Реже используют другие кислоты:

уксусная;
сульфаминовая;
муравьиная;
серная;
смеси органических кислот.

Если геологическая формация находится в условиях высокой температуры, то в пласт закачивают уксусную или муравьиную кислоту. Применение сульфаминовой кислоты обосновано в тех случаях, когда коллекторы состоят из сульфат- и железосодержащих карбонатных пород, так как их реагирование с соляной кислотой приводит к выпадению гипса или безводного сернокислого кальция.

Рабочий раствор реагента приготавливают на промысловых кислотных базах и перевозят в авто- или железнодорожных цистернах, окрашенных внутри стойкой эмалью, с резиновым или эбонитовым покрытием.

Кислотная обработка проводится не только в нефтяных скважинах, но и в водонагнетательных (для поддержания пластового давления), а также в артезианских. Работа в абиссинских колодцах, на малой глубине, может проводиться желонкой для чистки скважин.

Основные параметры

На выбор состава реагента влияют следующие факторы:

Трещиноватость породы. При высоком значении этого показателя целесообразно применение загущенных кислот и пен. Это способствует повышению охвата пласта. Для загущения в кислоту вводят карбокилметилцеллюлозу (КМЦ).
Загрязненность забоя скважины минеральными взвесями и низкая проницаемость пористого коллектора. В этом случае для улучшения проникновения реагента предпочтительнее газированные кислоты, у которых снижено поверхностное натяжение на границе с горной породой. Для аэрации жидкости используют воздух, азот, углекислый газ.
Минеральный состав пород. Пласты, состоящие из песка, песчаников и алевролитов, обрабатывают глинокислотой.
Температура на забое. Так, применение сульфаминовой кислоты ограничено тем, что при нагреве до 80 °С она разлагается водой на 43%. При температуре свыше 115 °С на забое закачивают концентрированную соляную кислоту.

Необходимый объем кислоты рассчитывается по формуле и зависит от следующих факторов:

толщина интервала пласта, подвергающегося кислотному воздействию;
пористость пород;
глубина обработки;
радиус скважины.

Вам будет интересно: Юфть: что это такое? История появления данного вида кожи

Максимальное давление закачки определяется следующими критериями:

цели и метод обработки;
прочность эксплуатационной колонны;
толщина перемычки между рабочим и соседним интервалом пласта.

Продолжительность выдержки кислоты определяется опытным путем – с помощью замера ее концентрации в растворе, вытесненном на устье скважины через насосно-компрессорные трубы. Среднее значение этого параметра находится в пределах 16-24 ч.

Добавки

В чистом виде кислоты используются редко. В качестве присадок к ним в нефтедобывающей промышленности применяют следующие вещества:

ингибиторы коррозии – для предупреждения разрушения обсадных, насосно-компрессорных труб и другого оборудования;
комплексообразующие соединения, которые предотвращают образование геля или гидроксида железа, забивающих поры коллектора;
азотнокислый калий для обработки ангидритов (сульфатов);
стабилизаторы для сохранения в растворенном состоянии продуктов реакции;
лимонная или уксусная кислота для обработки железосодержащих карбонатных пород;
поверхностно-активные вещества, или интенсификаторы (ОП-10, ОП-7 и другие) для улучшения смачиваемости пород и облегчения удаления продуктов реакции с забоя.

Соляная кислота

При кислотной обработке скважин с использованием HCl ее оптимальная концентрация составляет 10-16%. Более насыщенные растворы не применяют по следующим причинам:

снижение скорости растворения;
увеличение коррозионной активности;
рост эмульгирующей способности;
повышение выпадения в осадок солей при смешивании с минерализованной пластовой водой.

При обработке сульфатсодержащих пород в состав рабочей жидкости вводят присадки из поваренной соли, сульфатов калия или магния, хлористого кальция. Последнее вещество также служит в качестве замедлителя нейтрализации кислоты при повышенных температурах на забое скважины.

Плавиковая кислота

Плавиковая кислота относится к сильнодействующим и применяется для растворения следующих материалов:

силикатные соединения в пластах терригенного характера;
глинистый или цементный раствор, поглощенный при бурении или ремонте скважины;
цементная корка на забое.

В качестве заменителя этого реагента используют также фторид-бифторид аммония, расход которого в 1,5 раза меньше.

Простая солянокислотная обработка

Простые обработки производятся с помощью одной насосной установки. Перед закачкой кислоты проводят промывку скважины водой для предварительного удаления частиц шлама и других загрязнений. Если на забое и в насосно-компрессорных трубах (НКТ) имеются отложения парафина или смол, то в качестве промывочной жидкости используют органические растворители – керосин, сжиженную пропан-бутановую фракцию и другие. Обработку на истощенных месторождениях можно производить с помощью желонки для чистки скважины.

Предварительные мероприятия включают также следующие операции:

монтирование агрегата для подземного ремонта у устья скважины;
извлечение скважинного оборудования (для эксплуатирующихся скважин);
спуск НКТ к нижним перфорационным отверстиям обрабатываемого интервала:
оборудование устья скважины арматурой для обвязки труб и обратного клапана;
обвязка насосной установки с НКТ, кислотовозом, автоцистернами с продавочной жидкостью;
гидроиспытание нагнетательных трубопроводов под давлением, в 1,5 раза превосходящим рабочее.

Далее в скважину закачивают кислоту в объеме, равном полости НКТ, после чего закрывают затрубную задвижку. Затем нагнетают остаток реагента и продавочную жидкость. В качестве последней на эксплуатационных скважинах используют сырую дегазированную нефть. Как выглядит процесс кислотной обработки, можно узнать из рисунка ниже.

После закачки полного объема закрывают буферную задвижку, отсоединяют насос и другое оборудование. Кислота остается в скважине в течение необходимого времени для растворения, после чего насосом извлекают продукты химической реакции путем обратной промывки.

Поинтервальная технология

При вскрытии нефтегазоносного пласта, имеющего слои с разной проницаемостью, простая кислотная обработка скважин приводит к тому, что она воздействует только на самую проницаемую прослойку. В таких случаях целесообразно применение поинтервальной технологии.

Для изолирования каждого слоя в скважину устанавливают 2 пакера. Перетекание раствора кислоты по затрубному пространству предотвращается при помощи его цементирования. После обработки выделенного участка пласта переходят к следующему.

Кислотный гидроразрыв и термокислотное воздействие

Вам будет интересно: Техническая подготовка производства: задачи, этапы, процесс и управление

Перед закачкой реагента делают изоляцию прослоек с высокой проницаемостью при помощи пакеров (аналогично предыдущей технологии). Подготовительные мероприятия проводят по схеме простой кислотной обработки скважин. Обсадную колонну защищают установкой пакера с якорем на НКТ.

В качестве рабочего реагента используют эмульсию, приготовленную из раствора соляной кислоты и нефти. Как выглядит компоновка агрегата "Азинмаш-30А" для нагнетания кислоты в пласт, показано на рисунке ниже.

Данный агрегат снабжен трехплунжерными горизонтальными насосами высокого давления. Иногда для проведения обработки используется 2 насосные установки. В нефтяной промышленности выпускают и другие агрегаты – УНЦ-125х35К, АНЦ-32/50, СИН-32, изготавливаемые на шасси КрАЗ или УРАЛ. Типичная компоновка установок включает колесное шасси повышенной проходимости, монтажную платформу, на которой устанавливается основное технологическое оборудование, высоконапорные насосы, цистерну для транспортировки и подачи реагента, кислотоустойчивый манифольд, состоящий из напорного и приемного трубопроводов.

При термокислотном воздействии в скважину спускают реакционные наконечники. Их внутренняя полость заполнена магнием в виде стружки или гранул, а наружная поверхность имеет перфорированные отверстия. При воздействии кислоты на магний выделяется большое количество тепловой энергии.

Защита оборудования от коррозии

Реагенты, применяемые при кислотной обработке скважин, являются коррозионно-активными средами по отношению к металлам. Скорость коррозии деталей, изготовленных из стали Ст3 при температуре 20 °С и концентрации HCl 10%, составляет 7 г/(м2∙ч), а для смеси 10% HCl и 5% HF – 43 г/(м2∙ч). Поэтому для защиты металла оборудования используют ингибиторы:

формалин;
катапин;
уротропин;
ингибитор И-1-А;
уникол и другие.

Техника безопасности при кислотных обработках скважин

При проведении кислотного воздействия на пласт используются токсичные и огнеопасные вещества. В случае их утечки или разлива может быть нанесен большой урон окружающей среде.

Предварительно разрабатывается план проведения кислотной обработки, который утверждается главным инженером НГДУ. Работы производятся по наряду-допуску и технологическому регламенту. В качестве мер безопасности применяются следующие:

Остатки химреагентов и промывочных жидкостей собирают в специальные емкости для последующей утилизации.
Контроль концентрации паров кислоты производится с помощью газоанализатора.
Насосную технику и цистерны устанавливают на расстоянии не меньше 10 м от устья скважины, кабины автомобилей располагают в обратную сторону.
Во время нагнетания кислот возле агрегатов остаются только те работники, деятельность которых непосредственно связана с обслуживанием техники; все остальные лица удаляются на безопасное расстояние.
Запрещается проведение работ при сильном ветре, тумане и в темное время суток.
До сброса давления в системе не производят ремонтно-монтажные работы на трубопроводах и технологическом оборудовании.
Для защиты от влияния кислот используют средства индивидуальной защиты – специальную одежду (резиновые фартуки, сапоги), резиновые перчатки, очки, маски, противогазы.

На промысле также должен быть аварийный запас спецодежды и химических веществ для нейтрализации кислот (известь, мел, хлорамин и другие). Весь рабочий и инженерный персонал обязан проходить периодическое обучение и аттестацию на знание правил техники безопасности согласно графику, утвержденному руководителем предприятия.

1) Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2) Обработка ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3) Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4) Растворением выпавших в ПЗС солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов – смесь соляной и плавиковой кислот (глинокислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок:

2) Кислотная ванна

3) СКО под давлением

4) Поинтервальная или ступенчатая СКО.

Основные назначения обычной солянокислотной обработки заключаются в закачке кислоты в пласт, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения микротрещин и каналов, что увеличивает проницаемость системы и дебит скважины.

Обычная СКО основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по реакциям с известняком, доломитом (CaMgCO3). Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из ПЗС при вызове притока и освоении. Наиболее эффективно реакция идет в поровых каналах, которые расширяются, приобретая форму узких и длинных каверн

Основное назначение обычной СКО – закачка кислоты в пласт на значительные расстояния от стенки с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой. Это увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. Скорость реакции зависит от химсостава породы, от температуры, давления и концентрации кислотного раствора, и характеризуется временем её нейтрализации (зависящим от температуры).

Кислотные эмульсии.

Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

При проведении СКО под давлением для закупорки высокопроницаемых пропластков в них закачивается кислотная эмульсия. Нефтекислотные эмульсии состоят из смеси 12 %-го раствора HCl нефти. Соотношение компонентов эмульсии: 70% по объему – кислотный раствор, 30% – дегазированная нефть. Если дегазированная нефть легкая, к ней добавляют окисленный мазут, гудрон и др. Для получения хорошего качества эмульсии к ней добавляют эмульгирующие вещества. Вязкость образующейся эмульсии зависит от дисперсности ее компонентов, т.е. от времени перемешивания. При достаточно длительном времени перемешивания получают мелкодисперсную эмульсию с вязкостью до 10 Па с. Полученная нефтекислотная эмульсия закачивается в призабойную зону, проникает в зоны повышенной проницаемости и заполняет их.

Под действием повышенного давления кислотный раствор закачивается в низкопроницаемые разности, что существенно увеличивает охват пласта процессом кислотного воздействия. Объемы нефтекислотной эмульсии рассчитываются по результатам гидродинамического исследования скважины, профилей притока (приемистости), а также коллекторских свойств обрабатываемой зоны пласта. Все остальные технологические операции не отличаются от таковых для обычной кислотной обработки.

Читайте также: