Солянокислотная обработка скважин

Министерство  образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования 

    Пермский  национальный исследовательский политехнический  университет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Лабораторная  работа №14 

Солянокислотная обработка скважин 
 
 
 
 
 

Выполнил: студен гр. ГНГ-07-1 Путинцева Н.О.

Проверил: Чумаков Г.Н. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Пермь, 2011

 Солянокислотная обработка скважин – это воздействие  соляной кислоты на материал пласта. В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO₂), либо представлены известняками или долонитами (CaCO₃ – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками

 CaCO₃+2HCl = CaCl₂+CO₂    +H₂O

Было  твёрдое вещество (CaCO₃) из него получили растворимую в воде соль (CaCl₂), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.

    При воздействии на доломит

    Хлористый кальций (CaCL₂) и хлористый магний (MgCL₂)  -  это соли, хорошо растворимые в воде - носители кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO₂) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

    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.

Кислотные обработки терригенных коллекторов

Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается  в том, что кислота в них  не формирует отдельные каналы, проникающие  в пласт на различную глубину, как в карбонатных и тем  более трещиноватых коллекторах.

    В данном случае кислотный раствор  проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1.

    Другой  особенностью СКО является то, что  в карбонатных коллекторах кислота  реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда  как в терригенных карбонаты  составляют всего лишь несколько  процентов от общего объема породы. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первоначальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор НСL, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы террпгепного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой.

    Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей  реакции:

    Образующийся  фтористый кремний SiF₄ далее взаимодействует с водой

    Кремнефтористоводородная кислота H₂SiF₆ остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН)₄ по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержит 8 - 10 % соляной кислоты и 3 - 5 % фтористоводородной. Фтористоводородная кислота растворяет алюмосиликаты согласно следующей реакции:

 При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

    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.

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

    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.

    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.

Термокислотные  обработки

    Этот  вид воздействия на ПЗС заключается  в обработке забоя скважины горячей  кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция.

    Хлористый магний (MgCL₂) остается в растворе.

Глушение скважин - это технологический процесс, в  результате которого создается противодавление  на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Он предшествует капитальному и текущему ремонту скважин.