Применение соляно-кислотных обработок скважин в НГДУ "Ишимбайнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

на тему: Применение соляно-кислотных обработок скважин в НГДУ ''Ишимбайнефть''



1. Геолого-промысловая характеристика карбонатных объектов, разрабатываемых НГДУ ''Ишимбайнефть''

Рассмотрим характеристику карбонатных объектов НГДУ ''Ишимбайнефть'' на примере Алкинского месторождения.

Алкинское месторождение нефти расположено в юго-западной части Благовещенской впадины. Залежи нефти приурочены к небольшим пологим структурам на фоне моноклинального общего подъёма на юго-запад. С северо-запада залежи экранированы Демско-Сергеевским грабенообразным прогибом.

Промышленно-нефтеносными горизонтами Алкинского месторождения являются терригенные отложения нижнего карбона - пласты CVI 1 и СVI 3 бобриковско-радаевского горизонтов, карбонатные отложения турнейского яруса - продуктивная пачка СТкз кизеловского горизонта и терригенные отложения девона - пласт Dкын кыновского, пласт Dпаш пашийского и пласт Dмул муллийского горизонтов.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) на Алкинском месторождении представлена отложениями бобриковско-радеевского горизонта. Литологически терригенные отложения нижнего карбона представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, и углисто-глинистых сланцев. По пласту CVI-1 открыты две залежи нефти, по типу они относятся к пластовым литологически экранированным. Продуктивный пласт представлен 1-2 прослоями песчаника. Коэффициент расчлененности равен 1,16, песчанистости - 0,92, распространения - 0,52. Толщины прослоев изменяются от 0,8 до 5,4 м, преобладают толщины 0,8-2,4 м. Продуктивный коллектор пласта CVI 3 представлен 1-2 прослоями песчаника, коэффициент расчлененности составил 1,31, песчанистости - 0,91, распространения - 0,53. Средняя нефтенасыщенная толщина по пласту CVI 3 в нефтяной зоне составляет 3,4м, в водонефтяной зоне - 6,3 м. Пористость пластов-коллекторов 0,18 %, проницаемость 0,258 мкм2. Плотность нефти составляет 885 кг/м3, вязкость пластовой нефти - 5,17 мПа•с. Давление насыщения в среднем - 8, 73 МПа.

Рисунок 1 - Алкинское месторождение. Карта контуров залежей в Д1. Геологический профиль

Отложения турнейского яруса представлены карбонатными отложениями, среди которых встречаются как плотные, так и проницаемые разности. На площади месторождений промышленная нефтеносность продуктивной пачки Сткиз установлена на двух участках - залежи 1 и 2. В продуктивной пачке выделяют от 1 до 4,5 пористых прослоев. Коэффициент расчлененности составил 2,13, распространения - 0,75, доля проницаемых прослоев в пачке - 0.31. Толщины прослоев-коллекторов изменяются от 0,8м до 3,4 м, преобладают толщины 0,8-1,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по пачке СТкиз в нефтяной зоне составляет 2,7 м, в водонефтяной зоне - 2,9 м. Пористость пластов-коллекторов 12 %, проницаемость 0,035мкм2. Плотность нефти составляет 852 кг/м3, вязкость пластовой нефти 6,93 мПа•с. Давление насыщения в среднем - 5,7 МПа.

Пласт Dкын сложен 1-2 прослоями, большим числом прослоев пласт сложен всего в шести скважинах. Коэффициент расчлененности равен 1,36, песчанистости - 0,71, распространения - 0,66. Толщины прослоев коллекторов изменяются 0т 0,8 до 8,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне равна 2,2 м, водонефтяная зона скважины не вскрыта. По пласту Dкын установлено пять залежей, две из них находятся в пределах грабенообразного прогиба. Пористость пластов-коллекторов 17,1 %, проницаемость 0,140 мкм2. Плотность нефти составляет 848 кг/м3, уязкость пластовой нефти - 9,6 мПа•с. Давление насыщения в среднем - 5,7 МПа

По пласту Dпаш открыто три залежи, пласт сложен в основном 1-2 прослоями, редко - большим числом. Коэффициент расчлененности равен 1,46, распространения - 0,87, песчанистости - 0,76. Толщины песчаного пласта изменяются от 0,8 м до 12,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне составляет 3,3 м, в водонефтяной - 2,7м. Пористость пластов-коллекторов 17,1 %, проницаемость 0,091 мкм2. Плотность нефти составляет 847 кг/м3, вязкость пластовой нефти - 7,7 мПа•с. Давления насыщения в среднем - 9,13 МПа.

Пласт Dмул развит локальными участками на севере и юге площади, открыто семь залежей нефти. Пласт сложен 1-3 прослоями, коэффициент расчлененности равен 1,66, распространения - 0,58, песчанистости - 0,77.Толщины прослоев-коллекторов изменяются от 0,8 м до 19,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне составляет 3,2 м; в водонефтяной - 4,4 м. Пористость пластов-коллекторов 15,1 %, проницаемость 0,059 мкм2. Плотность нефти составляет 843 кг/м3, вязкость пластовой нефти - 7,6 мПа•с. Давление насыщения в среднем- 8,9 МПа.

Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в таблице 1.

Таблица 1. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Горизонт	Бобриковский	Кизеловский	Кыновский	Пашийский	Муллийский
Средня я глубина, м	1878	1891	2140	2241	2242
Тип залежи	пластовые литол экранированные	пластовые сводоыве	пластов. литол тектон. экранир..	пластов.литол. тектон. экранир.	пластов. литол. тектон. экранир.
Тип коллектора	терригенный поровый	карбоновый поровый	терригенный поровый	терригенный поровый	терригенный поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	10720/244	6912	20351	16457	6977
Общая толщина средняя, м	9,3	13	3,1	5,3	9,6
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	2,7-5,9	2,8	2,2	3,1	3,8
Пористость, доли ед.	0,180	0,120	0,171	0,171	0,151
Средняя насыщенность нефтью, доли ед.	0,858	0,840	0,900	0,870	0,880
Проницаемость, мкм2	0,086	0,035	0,140	0,091	0,059
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,91	0,31	0,71	0,76	0,77
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,31	2,13	1,36	1,46	1,66
Начальное пластовое давление, МПа	17,0	17,0	21,85	22,37	24,00
Пластовая температура, ? С	30	30	40	41,3	42
Начальное пластовое давление. МПа	17,00	17,00	21,85	22,37	24,00
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа*с	5,17	6,93	9,6	7,7	7,6
Плотность нефти в пласт. условиях, кг/м3	0,832	0,852	0,848	0,847	0,843
Плотность нефти в станд. условиях, кг/м3	0,885	0,896	0,886	0,886	0,89,

2. Обработка скважин соляной кислотой

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

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

2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2

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 легко 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:

2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2

2(1+35,5)+40+12+316=40+235,5+21+12+216

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 нейтрализованной 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 (CaS042H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.

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

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

3. Виды соляно-кислотных обработок скважин

кислота химикат карбонатный скважина

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

1. кислотные ванны;

2. простые (обычные) кислотные обработки;

3. обработки под давлением;

4. пеноокислотные обработки;

5. термохимическая и термокислотная обработки.

3.1 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.

Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС (таблица 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 %.

Таблица 2 - 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

3.2 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.

3.3 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.



3.4 Пенокислотная обработка

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

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

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

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

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

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



3.5 Термохимическая и термокислотная обработки

Термохимическая обработка -- процесс воздействия на забой горячей кислотой, при котором нагревание кислотного раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.), осуществляемом в специальном реакционном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорных трубах в пределы интервала, намеченного под обработку.

Термокислотной обработкой принято называть комбинированный процесс, первым этапом которого является термохимическая обработка, а вторым, непрерывно следующим за первым,-- обычная кислотная обработка или кислотная обработка под давлением. Совмещенное действие двух факторов -- высокой температуры и активности кислоты -- позволяет эффективно применять эти процессы на следующих объектах: в скважинах, снизивших производительность за счет отложений парафиновых или асфальто-смолистых веществ на забое и в прифильтровой зоне; с целью удаления этих отложений в скважинах с низкими коллекторскими свойствами пород пласта; с целью формирования максимального количества каналов растворения в заданном интервале, особенно в доломитах и сильно доломитизированных породах; в скважинах, вышедших из бурения, с целью более интенсивного растворения материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность забоя; в нагнетательных скважинах для очистки поверхности фильтрации от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте. Во всех случаях термохимический процесс целесообразен лишь на месторождениях с низкой температурой пласта, порядка от 15 до 40° С.

Из-за высокой химической активности горячей кислоты в отношении металла и ограниченности ингибиторов, достаточно активных при высоких температурах, термохимический процесс в основном применяется в скважинах с открытым забоем.

4. Технология проведения солянокислотных обработок скважин

Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое.

Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировав, кислота вместе с продуктами реакции вымывается на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины.

Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят.

Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины.

Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью.

При низких давлениях в скважинах не всегда удается установить циркуляцию при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в скважину прокачивают с максимально возможной скоростью от 10 до 20 м3 нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве при помощи эхолота или других приборов (например, газовых счетчиков). Установив, что уровень в скважине перестал подниматься, не прерывая процесса, в скважину вслед за нефтью на той же скорости нагнетают весь рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола скважины.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Технология проведения соляно-кислотных обработок неодинакова и может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт насосом или самотеком, как описано выше.

При наличии одного мощного пласта рекомендуется применять ступенчатую обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы по 10-20 м, которые поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают раствором кислоты с установкой башмака труб в нижней части обрабатываемого интервала.

При обработке слабопроницаемых пород часто не удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двух стадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-З м3 раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5-7 м3.

Другой разновидностью соляно-кислотных обработок являются серийные обработки, заключающиеся в том, что скважину последовательно 3-4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5-10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Эффект от соляно-кислотной обработки определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки.

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется также метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Тогда после закачки в скважину кислоты ее продавливают в пласт воздухом или газом при помощи компрессора.



5. Выбор материалов для соляно-кислотной обработки

5.1 Выбор материалов

Для обработки скважин заводы-изготовители поставляют ингибированную соляную кислоту согласно ТУ-6-01-714-87. Концентрация соляной кислоты должна составлять 22-23 % (марка А) или 20-22 % (марка Б). Соляная кислота перед поставкой ингибируется ПБ-5, В-1 или В-2, катапином и другими ингибиторами по согласованию с потребителем.

В соляной кислоте, предназначенной для освоения и повышения производительности скважин в карбонатных коллекторах, должны отсутствовать или содержаться в допустимых количествах примеси соединений железа, мышьяка и фтористого водорода, так как после нейтрализации карбонатами кислотных растворов соляной кислоты до рН=3 хлорное железо (FeCl3) гидролизуется и выпадает в объёмный коллоидный осадок в порах и трещинах обрабатываемого пласта в виде гидроокиси железа Fe(OH)3. Поэтому содержание железа в кислоте ограничено ТУ-6-01-714-87 не выше 0,03 %.

Для предупреждения выпадения гидроокиси железа в осадок в рабочий раствор добавляют 2-3 % уксусной кислоты, которая с железом образует растворимое комплексное соединение.

Чтобы из соляно-кислотного раствора гидраты окиси железа не выпадали в осадок, в раствор добавляют так называемые стабилизаторы, качестве которых обычно применяют уксусную кислоту. Количество уксусной кислоты, необходимое для предотвращения окислов железа при повышенном ее содержании в соляной кислоте, приведено в таблице 2:



Таблица 3 - Количество 100%-ной уксусной кислоты, % при повышенном содержании окислов железа

Содержание железа в растворе соляной кислоты, %	Количество 100%-ной уксусной кислоты, %
0,1 и менее	1
0,2-0,3	1,5
До 0,5	2

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

H2SO4+BaCl2=BaSO4+2HCl

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.

5.2 Выбор оборудования

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин, как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещением для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР ёмкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. Ка скважинах часто используют передвижные емкости ( на салазках) обьемом 14 м3, которые в зимних условиях аботы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч и напора от 8 до 30 м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - Азинмаш 30А (рисунок 1) с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках пли в ваннах показана на рис. 5.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.



Рисунок 2 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

Рисунок 3 - Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок: 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции



6. Расчет процесса соляно-кислотной обработки

Исходные данные:

Глубина Н = 1800 м

Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h = 13 м

Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 12 м

Внутренний диаметр скважины D = 0,22 м

Диаметр НКТ d = 0,062 м

Определение необходимого количества химикатов.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 8%. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м3 на 1 м интервала обработки общий объем соляной кислоты составит 1,2 м • 13 = 15,6 м3.

6.1 Расчет количества химикатов и воды

На приготовление 6 м3 8%-ного соляно-кислотного раствора требуется 1840 кг 27,5%-ной HCl и 4,38 м3 воды, а на 15,6 м3 8%-ного соляно-кислотного раствора необходимо концентрированной HCl

и воды

Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10%-ного соляно-кислотного раствора может быть так же найдено по формуле

где; - 8%-ная концентрация соляно-кислотного раствора; - 27,5%-ная концентрация товарной кислоты; =30 м3 - объем кислотного раствора.

Следовательно

4,14 м3

принимаем Wk = 4,2 м3.

В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. необходимое количество уникола определяется по формуле

где b - процент добавки уникола к соляной кислоте (для уникола У-2 принимают 5% по объему от количества концентрированной кислоты, для уникола М-Н - 1% и для У-К - 0,3%); - 8%-ная концентрация соляно-кислотного раствора; Wp=30 м3 - объем кислотного раствора; А - числовой коэффициент принимаемый равным 214 для 8%-ной концентрации кислоты.

Следовательно

Против выпадения на соляно-кислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве

где b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора; С - концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%).

Следовательно

Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве

где b-процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (1%);; m - концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах содержания HF (обычно m=60%). Следовательно

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта.

Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве

где а = 0,6% - содержание SO3 в товарной соляной кислоте; - 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; - 27,5%-ная - концентрация товарной кислоты

или 3 л при плотности хлористого бария 4,0.

В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС составляет 1-1,5% от объема соляно-кислотного раствора (принимаем 1%). Это дает

15,6 м3 • 0,01 = 0,156 м3 или 156 л.

Количество воды для приготовления принятого объема соляно-кислотного раствора

V = - WK - ?Q м3

Где - объем соляно-кислотного раствора;

Wk = 4,2 м3 - объем концентрированной товарной соляной кислоты:

?Q = 224,16 + 292,5 + 260 +3 +156= 935,66 л 0,94 м3 - суммарный объем всех добавок к соляно-кислотному раствору

V = 15,6 -4,2 - 0,94 = 10,46 м3.

После приготовления соляно-кислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl, и если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.

Количество добавляемой воды при концентрации HCl > 8% определяют по формуле

а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl < 8%, - по формуле

где qB и qk - объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты в м3; - плотность раствора заданной концентрации; 1 и 2 - плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; 3 плотность концентрированной соляной кислоты.

6.2 Обработка скважины

1. В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

Для изоляции зумпфа применяем бланкет - концентрированный раствор хлористого кальция плотностью 1200 кг/м33. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса закачивают раствор СаCl2 плотностью1200 кг/м3.

Объём закачиваемого бланкета составляет

м3

а объем 12 м зумпфа будет

0,456 м3.

Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,2 по инструкции требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м2 воды. Для изоляции всего надо взять: CaCl2 540 • 0,456 = 246,24 кг и воды 0,66 • 0,456 = 0,30 м3. Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объёме выкидной линии длиной 20м с внутренним диаметром dв=,05 м и НКТ длиной 1800 м.

Объём выкидной линии

Объём 1 м КНТ

м3/м



Объём нефти для продавки бланкета

3

2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 1790 м, размещают и обвязывают оборудование.

3. Закачивают кислотный раствор в объёме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта

4. Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор

м3

5. Устье скважины герметизируют и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 6,02 м3 нефти.

Для соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты ЦА-320.

При высоких давлениях лучше применять более мощные агрегаты - ЦА-320. Эти агрегаты предназначены для транспортировки, смешения и нагнетания раствора кислоты в скважину, а также для гидрокислотных разрывов пластов.

5. После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции соляно-кислотного раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления. Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршневания или в процессе эксплуатации скважины. Затем скважину исследуют на приток для оценки эффективности соляно-кислотной обработки.

Рекомендуется проводить обработку в две стадии:

1) Для очистки и расширения трещин, находящихся вблизи ствола скважины, закачивать небольшой объем (0,3 - 1,5 м3) соляной кислоты 12 - 15%-ной концентрации;

2) Для обработки удаленных зон пласта применять форсированную закачку соляной кислоты повышенной концентрации (20 - 25%) в объеме 2-3 м3.

При отсутствии положительных результатов, особенно в условиях высокой пластовой температуры (до 1500 С), обработку следует проводить нетфтекислотной эмульсией, при которой время нейтрализации кислоты и радиус обработки значительно увеличиваются. Радиус проникновения кислоты в глубь пласта до ее нейтрализации при солянокислотной обработке может быть определен по формуле

где V= 15,6 м3 - количество продавленного в пласт кислотного раствора; kТР - коэффициент трещиноватости пород; d - 100 мм - диаметр забоя скважины; h = 50 м - эффективная мощность пласта.

Применение гидрофобных нефтекислотных эмульсий предотвращает в течение некоторого промежутке времени вступление кислоты в реакцию с породой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это позволяет доставлять неотреагированную кислоту в более удаленные участки пласта.

Чтобы получить качественные эмульсии, следует применять маловязкую нефть с небольшим содержанием асфальтено-смолистых веществ и стабилизировать ее специальными эмульгаторами. Рекомендуемый состав нефтекислотной эмульсий: соляной кислоты 12 - 15%-ной концентрации - 60%, нефти - 39,5%, и аминов 0,5%.

Для защиты подземного оборудования скважин от соляно-кислотной коррозии следует применять в качестве ингибиторов уротропин (0,8%) плюс ингибитор И-1- А (1%), которые сохраняют свои защитные свойства и при высоких температурах.

Эффект кислотной обработки скважины определяется суммарным количеством дополнительно полученной нефти после обработки скважины кислотой за все время ее работы с повышенным дебитом. Кроме того, результаты обработки проверяют по величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки при одинаковой депрессии.

Суммарный прирост добычи находят путем сопоставления кривой снижения производительности скважины без обработки с фактической кривой добычи нефти после обработки.

Для экономической оценки эффективности обработки следует определить стоимость дополнительно добытой нефти и сравнить ее с затратами, связанными с проведением соляно-кислотной обработки.



Список использованных источников

Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. М.:Недра, 1975, 264с.

М.Кристиан, С.Сокол и др. Химические методы в процессах добычи нефти. М.: Недра, 1985, 184с.

Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984, 272с.

Справочная книга по добыче нефти ( под ред. Ш.К. Гиматудинова ) - М.: Недра, 1974. - 704с.

Шаров В.Н., Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. М.: Недра, 1983, 141с.

Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.:Недра, 1983 510 с.

Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.:Недра, 1979. - 272с.

Размещено на Allbest.ur