ФНГ / РЭНГМ / Реферат по ОНГПД на тему: "Кислотные обработки скважин"
(автор - student, добавлено - 24-11-2012, 12:28)
СКАЧАТЬ:
Министерство образования и науки Республики Татарстан Альметьевский государственный нефтяной институт Кафедра РиЭНГМ Реферат по дисциплине: ОНГПД на тему: Кислотные обработки скважин Выполнил: Поверил: асист. каф. Альметьевск 2011 Содержание Введение_____________________________________________________3 Глава 1 Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин _____________________________________5 Глава 2 Пенокислотная обработка скважин________________________8 Глава 3 Обработка скважин грязевой кислотой____________________10 Глава 4 Термохимическая и термокислотная обработки____________10 Глава 5 Технология обработок глинокислотой____________________14 Глава 6 Ингибиторы коррозии_________________________________16 Глава 7 Поверхностно-активные вещества (ПАВ)__________________18 Глава 8 Органические растворители____________________________19 Глава 9 Обработка скважины__________________________________20 Заключение_________________________________________________22 Список использованной литературы_____________________________23 Введение Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот. Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами. Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов. Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.[2] Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.[1] Глава 1 Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется сравнительной простотой технологических операций, дешевизной и достаточной эффективностью. При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц. При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц. Кроме соляной кислоты при химических методах воздействия можно применять уксусную, сульфаминовую, фтористоводородную и другие кислоты. Взаимодействие растворов кислот с составляющими порода происходит по следующим реакциям: 1) раствор соляной кислоты с известняком и с доломитом СаСО3 + 2HCl = СаСl2 + Н2О + CО2; СаМg (CО3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2; 2) раствор уксусной кислоты с карбонатными составляющими породы СаСО3 + 2СН3СООН = Са(СH3CОО)2 + H2O + CO2; 3) раствор сульфаминовой кислотой с карбонатными составляющими CaCO3 + 2NH2SO3H = Ca(NH2SO3)2 + H2O + CO2. Хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) — это соли, хорошо растворимые в воде — носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО2) также легко удаляется из скважины либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде. 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 (РеС13), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)3], выпадающего в виде объемистого осадка. 2. Серная кислота H4SO2 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (CaSO4* 2H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов. 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 (Саз(РО4)2). Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НС1 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 НС1 равна минус 32,8 °С. Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НС1 добавляют следующие реагенты: 1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 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. 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 НС1. 2. Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на 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 катании 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 НС1, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2—3 раза. 3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 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+ ВаС12 = BaSO4 + 2HC1. В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.[4] Глава 2 Пенокислотная обработка скважин 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. Рис.3.5 Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами. 1-компрессор; 2 - кислотный агрегат; 3 - аэратор; 4 — крестовина; 5 — обратный клапан Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходят перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Рис. 3.6 Аэратор. 1 - гайка под трубы; 2 - переводник; 3 - корпус; 4 - труба для воздуха; 5 - центратор; 6 - фланец с прокладкой; 7- труба для кислотного раствора.[2] Глава 3 Обработка скважин грязевой кислотой Для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция СаР21 способный запечатать поровое пространство пласта. При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1-1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту—смесь 3—5%-ной плавиковой кислоты с 10—12%-ной соляной кислотой. Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.[2] Глава 4 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. Термохимическая обработка. Реакционный наконечник, в который на поверхности загружается магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы за весь процесс в наконечнике расходовалась активность кислоты на реакцию с магнием равномерно тому, чтобы достичь одинакового нагрева и одинаковой остаточной кислотности всего объема кислоты, запланированного на реакцию с магнием. Это важное, но трудно выполнимое условие. Сложность заключается в том, что условия, определяющие процесс взаимодействия кислоты с магнием, в ходе прокачки ее через наконечник непрерывно изменяются (масса, объем и реагирующая площадь поверхности магния, объем реагирующей в каждый момент кислоты, отношение объема ее к площади поверхности, температура реакционной среды и т. д.). Все это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим прокачки кислоты через наконечник со стружечным магнием во времени определяется на поверхности на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обработках. При использовании стержневого магния режим закачки можно приближенно рассчитать, если известны: площадь поверхности каждого стержня, ее изменения в ходе прокачки, скорость растворения магния при атмосферном давлении при разных отношениях объемов кислоты к площади поверхности, влияние давления на скорость реакции и др. Термохимический процесс может совмещаться не только с простыми обработками и обработками под давлением, но, например, и с кислотоструйными. Для этого применяют тот или другой вид наконечника, предназначенного для спуска в скважину при 200-мм обсадной колонне. В отверстиях наружной трубы наконечника нарезается резьба, и в них ввинчиваются сопла с каналом профиля сжатой струи. Для предупреждения засорения каналов предусматривается специальный патрубок, в котором размещается фильтр, обернутый латунной сеткой с отверстиями диаметром 2-3 мм. Поинтервальные или ступенчатые обработки. При одновременной обработке пласта большой мощности, нескольких пластов или пропластков вследствие избирательного проникновения кислоты в наиболее проницаемые интервалы большая часть из общей мощности продуктивных пород останется фактически не обработанной или в очень малой мере затронутой обработкой. Для охвата всей мощности продуктивных пород воздействием кислоты необходимо принудительно задавливать кислотный раствор в ограниченные по мощности интервалы пласта или в отдельные его пропластки. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации принудительно-направленной обработке подвергается следующий интервал или пропласток и т. д., пока вся мощность пласта или все пропластки не будут охвачены обработкой. Поинтервальным обработкам могут подвергаться нефтяные, газовые и нагнетательные скважины с открытым забоем, так и закрепленные обсадной колонной. Проводить их целесообразнее в начальный период эксплуатации скважин или после выхода их из бурения.[1] При неравноразмерной конструкции скважины с открытым стволом, т. е. когда диаметр открытого ствола значительно больше диаметра обсадной колонны, спущенной и зацементированной после бурения всей скважины, обособление отдельных интервалов и более сложно, и менее надежно. Здесь можно применить установку герметичного цементного моста из кислоторастворимого цемента, заливку вязкой водонефтяной эмульсии и др. Кислотные обработки скважин с терригенными коллекторами (песчаники, алевролиты и др.). При планировании кислотных обработок скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, необходимо учитывать следующие особенности. 1) Если в карбонатных породах кислота формирует каналы растворения, проникающие в пласты на различную глубину, то в песчаниках (в пределах отдельного элементу разреза пласта, не загрязненного какими-либо материалами) она проникает радиально от фильтрующей поверхности, образуя круговой или близкий к нему контур проникновения. При этом породы по глубине радиального проникновения подвержены сильному изменению по вертикали в связи с их неоднородностью по коллекторским свойствам. В горизонтальном же направлении, в пределах тех небольших расстояний, на которые планируется задавливание кислоты в пласт, в незагрязненном пласте мы можем рассматривать породы как однородные для различных по мощности элементов разреза. Это важная особенность песчаных коллекторов, позволяющая расчетным путем устанавливать такие основные параметры технологии, как необходимые объемы кислотных растворов и их концентрацию, если известны данные о распределении пористости и проницаемости пород, степени карбонизации их и пр. по разрезу пласта. 2). Если в карбонатных пластах кислота в процессе задавливания в пласт и во время выдерживания ее на реагировании все время находится в контакте с неограниченным количеством карбонатной породы и поэтому полностью нейтрализуется, то при обработке терригенных коллекторов с более или менее равномерно рассеянными частицами карбонатов головная часть кислоты полностью их растворяет и, продвигаясь вглубь, полностью нейтрализуется. Хвостовая же часть кислоты поступает уже в зону, полностью освобожденную от карбонатов головной частью кислоты. Поэтому после прекращения задавливапия кислоты в приствольной части пород создается зона кислоты с полностью сохранившейся начальной концентрацией НС1. И чем меньше степень карбонизации песчаников, тем больше раствора останется в форме неизрасходованной кислоты.[3] Глава 5 Технология обработок глинокислотой Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой. Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал — аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3—0,4 м3 кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75—1,0 м3 на 1 м мощности. Средний оптимальный состав рабочего кислотного раствора: НС1 — 8,0%; HF — 4,0%. Не следует снижать концентрацию HF ниже 3,0% для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Равным образом для песчаников с большим содержанием глин и других алюмосиликатов в качестве верхнего предела можно принять: содержание НС1 —10,0%; содержание HF-5,0%. Во избежание смешивания в пограничной зоне нейтрализованной соляной кислоты с плавиковой можно первого раствора брать несколько больше (на 0,1 —1,0 м3) по сравнению с табличными данными. Составы первого и второго растворов рекомендуются те же, что и для соответствующих растворов при обработках одной соляной кислотой (первый раствор) и при обработках одной глинокислотой (второй раствор), описанных выше. Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины. На практике применяется совмещение кислотных обработок со следующими процессами: а) с гидравлическим разрывом пласта; б) с применением забойного гндровпбратора (ГВЗ-108), разработанного МИНХ и ГП; в) с предварительным свабированием и гидросвабированием; г) с предварительным электропрогревом пласта. Глава 6 Ингибиторы коррозии Под ингибиторами коррозии понимаются - специальные реагенты, добавление которых в небольших количествах сильно снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла наземного оборудования - емкости хранения кислот и их растворов, передвижные емкости всех видов, насосные агрегаты, линии обвязки и прочее оборудование, а также металла подземного обустройства скважин - подъемная колонна насосно-компрессорных труб, эксплуатационная (обсадная) колонна, фильтры и проч. Ингибирование кислотных (рабочих) растворов является совершенно обязательной операцией для каждой кислотной обработки, а игнорирование этого требования должно рассматриваться как грубое нарушение технологии. В качестве ингибиторов применяются следующие реагенты. Ингибитор катапин-А (алкилбензилпири-динийхлорид). Этот реагент считается одним из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали. При дозировке его в количестве 0,1% от общего количества рабочего кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 55—65 раз. Даже при такой незначительной добавке, как 0,025% от количества раствора или 0,25 кг катапина на 1 м3 10%-ной кислоты, коррозионная активность последней снижается в 45 раз. Катапин-А хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты в поровом пространстве пласта за счет реагирования ее с карбонатной породой каких-либо осадков не образуется. Реагенты катапин-К и катамин-А также можно применять при обработке пластов с обычными температурами (20—40° С), так как их защитные свойства превышают таковые реагентов ПБ-5, уротропина и формалина.Однако они как ингибиторы уступают катапину-А, поэтому средние дозировки рекомендуются следующие (в %): катапин-А— 0,05; катапин-К — 0,10; катамин-А — 0,20. Реагенты катапин-А и катамин-А являются хорошими катионоактивными ПАВ. Ингибитор марвелан-К(О) представляет собой четвертичную аммонийную соль 1-ок-сиэтил-1-метил-2-гептадецинил-имидазолина. Поставляется из ГДР. Как ингибитор значительно уступает катапину-А. Активность его как ингибитора отличается тем, что при изменении дозировки от 0,05 до 0,5% коррозионная активность снижается, соответственно, в 13,5 и 16,7 раза, т. е. относительно мало зависит от изменения дозировки в 10 раз. При дозировке в 0,05% марвелан-К(О) близок по активности к реагенту ПБ-5, но при более высоких дозировках уступает ему. Рекомендуется средняя дозировка марвелана-К(О) —0,1%. Этот ингибитор является высокоактивным катионоактивным ПАВ. Ингибитор И-1-А. Реагент предложен группой авторов под общим руководством проф. С. А. Балезина (Государственный педагогический институт им. В. И. Ленина). Наибольшей активностью этот реагент обладает в композиции с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А+ 0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора ( + 20° С) снижается в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А + 0,8% уротропина — в 55 раз. Для более высоких температур надежного реагента-ингибитора коррозии на сегодня пока нет. Ингибитор В-2 — реагент, выпускаемый Волгоградским химкомбинатом. Защитные свойства его определяются следующими показателями технических условий завода-изготовителя. Скорость растворения стали (Ст. 3, Ст. 20) при 20° С за 24 ч при дозировке В-2 0,25—1,0%, составляет: а) в технической соляной кислоте по ГОСТ 857—57 —не выше 0,15; б) в смеси 20—27%-ной соляной кислоты по ГОСТ 857—57 с 3,0% фтористоводородной (плавиковой) кислоты — не выше 0,25; в) в концентрированных абгазовых кислотах с концентрацией НС1 не выше 33% коэффициент коррозии равен 0,2 г/м2*ч. Столь высокие показатели позволяют рекомендовать реагент В-2 для широкого применения при обработках скважин с обычными температурами пласта при дозировке 0,2—0,3%. Ингибитор уникод ПБ-5. Реагент представляет собой продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400—600. В основном он применяется для ингибирования соляной кислоты непосредственно на химических предприятиях. Однако выше отмечались недостатки такой ингибированной соляной кислоты. Вследствие большой концентрации ингибитора — 0,8—1,0% и способности большей части его выпадать в осадок после нейтрализации кислоты породой пласта использование этого реагента может отрицательно влиять на результаты обработок скважин. Ингибитор уротропин технический. Уротропин, или, иначе, гексаметилентетрамин, является таким же слабым ингибитором, как и формалин, если их дозировать в эквивалентном соотношении.Так, при дозировке 0,6% товарного 40%-ного формалина или 0,2% уротропина достигается примерно одинаковое 16-кратное снижение коррозионной активности 10%-ной соляной кислоты. Но применять сухой препарат — уротропин удобнее и безопаснее для персонала кислотной бригады, чем формалина.[3] Глава 7 Поверхностно-активные вещества (ПАВ) При описании ингибиторов коррозии были рассмотрены некоторые ПАВ (катапин-А, марвелан-К(О), но только как реагенты, используемые для борьбы с износом оборудования. Добавка этих ПАВ в определенной концентрации к кислотным растворам обеспечивает повышение эффективности обработок скважины. При этом желательно, чтобы одно и то же ПАВ служило и целям увеличения производительности скважин и для защиты металла. ПАВ являются высокоэффективными добавками при всех кислотных обработках нефтяных и нагнетательных скважин с любыми видами коллекторов. Рекомендуются в качестве добавок к кислотным растворам следующие ПАВ. При обработках нефтяных скважин целесообразнее всего применять катионоактивные ПАВ. Снижение поверхностного натяжения на границе «нефть — отработанная кислота» за счет ПАВ и гидрофобизации поверхности пород обеспечивают дополнительный прирост добычи нефти сверх того количества, которое получается за счет действия кислоты. Учитывая потерю части ПАВ при движении кислоты в пласте вследствие адсорбции их на поверхности пород, следует в головную часть раствора (1/2 общего объема) кислоты добавлять увеличенное количество ПАВ, а остальное — во вторую половину. При этом упомянутые ПАВ выполняют также роль ингибиторов.[1] Глава 8 Органические растворители Отложения органических масс (парафи новые, парафино-смолистые, асфальтено смолистые и др.) в трубах, на забое v в поровом пространстве призабойной зонц затрудняют производство кислотных обработок. Такие отложения необходимо растворять соответствующим растворителем. Преобладающим компонентом в отложениях чаще всего бывают твердые парафины или асфальтены. Для отложений парафинистого типа можно использовать керосин, растворяющий в 1 м3 до 200 кг парафина и столько же и более смол. Для асфальтеновых отложений экономично применять в качестве растворителя «бензольную головку нефтяную» (ТУ 342—53) или «бензол сырой, фракционный выработки второй» (ТУК 12—53). Эта материалы хорошо растворяют не только асфальтены, но и парафины, и смолы. Кроме того, на предприятиях нефтехимии, которые размещены во всех районах большой нефтедобычи, всегда можно подобрать универсальные растворители парафина, асфальтенов и смол из полупродуктов и отходных материалов, например таких, как адсорбент и пентан. Магний металлический. Металлический магний используется при производстве термохимических обработок скважин. При растворении магния в соляной кислоте происходит выделение тепла (18,8 МДж на 1 кг растворенного магния), за счет которого и нагревается основная часть кислотного раствора до необходимой температуры 80-г- 100° С). Товарный магний первичный в чушках (ГОСТ 804—49) марки МГ-1 содержит не менее 99,9% магния, что вполне удовлетворяет требования технологии процесса. Масса чушки около 7,5 кг при наибольшем размере в сечении 150 мм и около 2,5 кг при наибольшем размере в сечении 85 мм. При отсутствии металлического магния можно использовать один из литейных сплавов его (электроны) с наименьшим содержанием алюминия, например электрон МЛ-2, МЛ-3 или МА-1.[4] Глава 9 Обработка скважины В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью. 1. Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закачкой бланкета — концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азинмаш-ЗОА закачивают раствор СаС12 плотностью 1200 кг/м3. Объем закачиваемого бланкета составляет Vбл = 0,785D2h ' = 0,785*0,222 *10 = 0,38м3. Для получения 1 м3 раствора СаС12 плотностью 1200 кг/м3 требуется 540 кг СаС12 и 0,660 м3 воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540*0,38 = 205 кг СаС12 и 0,660*0,38 = 0,25 м3 воды. Транспортировка бланкета осуществляется про-давкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м с внутренним диаметром dB = 0,05 м и насосно-компрессорных труб длиной 1600 м. Объем выкидной линии VB = 0,785 dB2 *20 = 0,04 м3. Объем 1м НКТ V'HKT = 0,785d2*1 - 0,0030175 м3/м. Объем нефти для продавки бланкета V = V/в + VHKTL = 0,04 + 0,0030175-1600 = 4,868 м3. 2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 1590 м, размещают и обвязывают оборудование. 3. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта V/к = VB + V/НКТ (L -h') + 0,785 (D2 - d21) (h - h') = 0,04 + + 0,0030175(1600— 10) + 0,785 (0,222 — 0,0732) (27 — 10) =5,413 м3, где d1 — наружный диаметр НКТ. 4. Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор V"K= Wp — VK = 17— 5,413= 11,587 м3. 5. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть (нагрузку Vн) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта VH = V'K = 5,413 м3. 6. Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1,5—2 ч. 7. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.[3] Заключение Kислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой к-т или их смесей. Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной к-ты c добавками 3-5% уксусной к-ты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой к-ты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором c добавкой 2-3% фтористоводородной к-ты. Ha время взаимодействия кислотного раствора c породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых - 24 ч. Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного пласта 0,5-2,5 м3 и зависит от радиуса обработки приствольной зоны скважины и проницаемости пласта, в слабопроницаемых пластах - 0,5-1,0 м3, в сильнопроницаемых пластах - 1,0-2,5 м3. Если осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органич. вещества, то после промывки её соляной к-той фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органич. растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости. Список использованной литературы 1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М. Недра, 1974.-700с. 2. Н.А. Сидоров. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М. Недра,1982.-376с. 3. В.И.Щуров Технология и техника добычи нефти.-М.Недра,1983.-511с. 4. И.Д. Амелин, Р.С. Андриасов и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М. Недра,1978-356 с. Похожие статьи:
|
|