Солянокислотные обработки скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ       РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Кафедра разработки и 

эксплуатации нефтегазовых

месторождений

 

 

 

СОЛЯНОКИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ  СКВАЖИН

                              

                                          КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО КУРСУ «ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

КЛУШ 210700.000.ПЗ

 

 

 

 

 

Группа	ГР-01-02	Оценка	Дата	Подпись
Студент	Р. Р.  Галиев
Консультант	Ю. В. Антипин
Оценка защиты

 

 

 

 

 

2004

Содержание

 

Введение           стр. 3

1 Солянокислотные обработки  забоев скважин     стр. 5

2 Виды солянокислотных  обработок      стр.15

3 Воздействие другими  кислотами       стр.29

4 Расчет процесса солянокислотной  обработки забоя скважины  стр.34

Заключение          стр.37

Список использованной литературы      стр.38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

В процессе разработки нефтяных и  газовых месторождений, как правило  дебит эксплуатационных скважин  со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается. Иногда дебит вновь вводимых в эксплуатацию скважин оказывается намного ниже расчетного.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также  поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

Плотные слабопроницаемые коллекторы значительно ухудшают приток нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин, а в нагнетательных резко  снижают их поглотительную способность.

Снижается естественная проницаемость пород, и вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта. В процессе бурения призабойные зоны скважин часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его проницаемости.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин призабойная зона загрязняется различными механическими примесями, присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т.д.).

Для облегчения притока нефти и  газа к забоям эксплуатационных скважин  и поглощения воды нагнетательными скважинами применяют методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых и глинистых веществ,  и производительность скважины резко возрастает.

В большинстве же случаев  приходится искусственно увеличивать, число поровых каналов на забое  и удлинять их протяженность, т.е. повышать трещиноватость пород продуктивного  пласта.

По характеру воздействия  на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические. Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Солянокислотная обработка забоев скважин.

 

1. Механизм воздействия кислоты.

 

Метод солянокислотной обработки  забоев скважин основан способности  соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. При  этом химическая реакция протекает согласно следующим уравнениям:

Для известняка:

,

для доломита:

.

Полученные в результате реакции хлористый кальций (CaCl₂) и хлористый магний (MgCl₂) хорошо растворяются в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из призабойной зоны пласта. В породе пласта образуются новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины.

Применять для обработки  известняков и доломитов кислоты, такие, как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются нерастворимые  в воде соли, которые, осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород.

Эффективность взаимодействия растворов соляной кислоты с  карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры  на забое, скорости движения кислоты, характера пород и т. д.

В практике промышленного  применения обычно используют 8-15% -ную  соляную кислоту, в которой на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей концентрированной  соляной кислоты. Применять кислоты  с большей концентрацией не рекомендуется, так как концентрированная кислота, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро его разрушает. Кроме того, концентрированная кислота, химически взаимодействуя с известняками и доломитами, частично растворяет гипс, который, выпадая из раствора в виде осадка, будет закупоривать поры пласта. Применение кислотного раствора слабой концентрации потребует закачки в скважину слишком больших количеств раствора НСl, в результате чего снизится эффективность взаимодействия.

Для скважин с низким пластовым давлением и хорошей  проницаемостью продуктивных пород следует пользоваться растворами с 10-12%-ной концентрацией НСl. Скважины с высокими пластовыми давлениями и малой проницаемостью рекомендуется обрабатывать растворами с 12-15%-ной концентрацией НСl. Растворы с 8-10%-ной концентрацией целесообразно использовать при обработке скважин, эксплуатирующих песчаники с карбонатным цементом.

Объем кислотного раствора выбирают в зависимости от мощности пласта, подлежащего обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость) и числа предыдущих обработок.

На основе большого опыта  применения кислотных обработок  продуктивных пластов с карбонатными коллекторами определены средние объемы (от 0,4 до 1,5м³) раствора 8-15%-ной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала.

Небольшие объемы (0,4-0,6 м³ на 1 м мощности) применяют для обработки малопроницаемых пород с невысокими начальными дебитами скважин.

Для скважин с более  высокой проницаемостью берут несколько большие объемы (0,8-1 м³). Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости применяют 1-1,5 м³. на 1 м мощности пласта. Следует учитывать, что минимальный объем кислоты назначается при первой обработке призабойной зоны. При повторных обработках объем кислотного раствора увеличивают на 20-40% по сравнению с предыдущей обработкой.

При обработке песчаных коллекторов с карбонатным цементом следует брать не более 0,4 м³ кислотного раствора на 1 м мощности пласта, а при обработке скважин, пробуренных на плотные карбонатные, сильно трещиноватые пласты — 0,5-0,8 м³ раствора на 1 м мощности пласта.

 

2. Реагенты и химические вещества, применяемые при солянокислотных обработках.

Основные компоненты рабочего раствора при СКО – вода и соляная кислота.

При солянокислотных  обработках используют:

Синтетическую соляную  кислоту техническую с содержанием  хлористого водорода не менее 35% для  марки А и не менее 31,5% для марки  Б (сорт 1);

Абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01-714-77) с содержанием хлористого водорода не менее 22% для марки А и 20% для марки Б (сорт 2); поставщик ингибирует соляную кислоту по согласованию с потребителем.

В зависимости от сорта и марки  в составе товарной кислоты могут  содержаться примеси, которые при  превышении допустимых концентраций (таблица 1) приводят к отрицательным побочным последствиям в призабойной зоне пласта.

Таблица 1 – Характеристика соляной кислоты

Примесь	Сорт соляной кислоты
	1-й	2-й (марка А)	2-й (марка Б)
Сульфаты в пересчете  на , %	0,03	-	-
Фтористый водород, % не более	-	-	1
Железо, % не более	0,015	0,03	0,03
Серная кислота, % не более	0,005	-	-

 

Содержание сульфатов  более 0,003% в соляной технической  синтетической кислоте (сорт 1) приводит к образованию в ПЗП гипса  или безводного сульфата кальция при взаимодействии приготовленного на основе этой кислоты рабочего агента с карбонатными компонентами скелета пласта.

Наличие фтористого водорода в соляной кислоте, изготовленной  из абгазов (сорт 2, марка Б) ведет  к формированию в поровом пространстве малорастворимого осадка фтористого кальция. Поэтому данный тип товарной соляной кислоты можно использовать только при двухрастворных обработках (СКО+ГКО).

Содержание железа в  кислоте ограничено, чтобы исключить  возможность образования и выпадения в ПЗП коллоидных осадков типа гидроокиси железа Fe(OH)₃ или его основных солей.

Для устранения вредного воздействия примеси серной кислоты  необходимо до закачки кислотного раствора в пласт обработать его хлористым  барием. Реакция идет с образованием нерастворимого осадка сернокислого бария:

.

Товарная соляная кислота  имеет плотность 1154 – 1188 кг/м³, вязкость при , температуру застывания . Коррозионная активность 10-%-ного раствора HCl при по стали марки ст3 составляет 7 г/(м²*ч).

Раствор соляной кислоты, используемый при обработках скважин, разрушает металлические емкости, насосы и трубопроводы. Для предохранения металла от быстрого разъедания в кислоту добавляют специальные вещества (ингибиторы), уменьшающие коррозионное действие на металл.

К ингибиторам коррозии предъявляют ряд требований, основными из которых являются полное растворение ингибитора в соляной кислоте; неспособность образовывать нерастворимые соединения с продуктами реакции соляной кислоты, с породой пласта (CaCl₂, MgCl₂); способность реагента действовать одновременно и как поверхностно-активное вещество; высокая активность ингибитора, позволяющая использовать тот или иной ингибитор коррозии исходя из потребной скорости и времени реагирования кислоты с, породой.

Для снижения коррозионного  действия кислоты на металл часто  применяют уникол ПБ-5 (липкая темно-коричневая жидкость), который при дозировке  в пределах 0,25—0,5% снижает коррозионное действие соляной кислоты соответственно в 31 и 42 раза. Ингибитор полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильноминерализованной.

Однако при больших  добавках этого ингибитора из раствора соляной кислоты выделяется осадок в виде объемистой липкой органической массы, и это является его большим недостатком. Поэтому во избежание загрязнения пласта рекомендуется применять ингибитор с дозировкой не более 0,1%.

Хорошим ингибитором  коррозии и одновременно активным замедлителем реакции между породой и кислотой является препарат ДС (детергент советский), представляющий собой соли сульфокислот, получаемые при переработке нефти из керосино-газойлевых фракций. Добавка реагента ДС резко уменьшает коррозионное действие, а также снижает скорость реакции кислоты с известняком в 2-4 раза, что способствует более глубокому ее проникновению в пласт при обработке скважин.

Расход ДС для солянокислотных  обработок колеблется в пределах 1-1,5% к объему закачиваемого в скважину раствора кислоты.

Существенно превосходят уникол ПБ-5 по активности антикоррозионного действия такие ингибиторы, как карбозолин-О, марвелан-КО.