Солянокислотные обработки скважин

Перед проведением кислотной  обработки в скважине проводят гидродинамические  исследования: определяют коэффициент  продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. В отдельных случаях в зависимости от состояния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НСl и продавливание его в пласт. Порядок операций при солянокислотной обработке приведен на рисунке 3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3 – Схема обработки  скважины соляной кислотой.

1. В нефтяную скважину  закачивают нефть, а в нагнетательную  — воду до устойчивого переливания  через отвод из затрубного  пространства (положение а).

2. При открытом затрубном  пространстве вслед за нефтью (или водой в нагнетательной  скважине) закачивают кислотный  раствор, который заполняет колонну  насосно-компрессорных труб и  забой скважины до кровли обрабатываемого  интервала (положение б). Раствор кислоты при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды).

3. После закачки расчетного  объема кислотного раствора затрубную  задвижку закрывают и - насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.

По истечении времени  реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.

Если в нефтяных скважинах  при кислотной обработке в  качестве продавочной жидкости применяли  нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.

Для первичных обработок  рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8-10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты  за счет выдерживания скважины под  давлением в течение длительного времени.

При последующих солянокислотных  обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.

 

2.3 Кислотные обработки  под давлением.

В пластах с резко меняющейся проницаемостью иногда приходится проводить кислотную обработку избирательно с целью получения максимального эффекта. Для этого в скважину предварительно закачивается высоковязкая кислотная эмульсия типа «кислота в нефти».

При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт, охват кислотным раствором малопроницаемых пропластков и участков, что резко повышает эффективность обработок. Давление нагнетания повышается при таких обработках до 15-30 МПа.

Наилучшие результаты получают при  закачке эмульсии с содержанием в ней соляной кислоты до 70-80%. В некоторых случаях для уменьшения скорости реакции кислоты с породой и более глубокого проникновения ее в пласт в активном виде применяют гидрофобные эмульсии, стабилизированные специальными термостойкими деэмульгаторами. На поверхности таких эмульсий образуются защитные прочные пленки, предотвращающие коррозию оборудования.

Для приготовления качественных эмульсий обычно применяют высоковязкие нефти с небольшим содержанием асфальтосмолистых веществ. Более стабильные эмульсии получают при применении керосина и дизтоплива. Для приготовления эмульсии рекомендуется использовать термостойкие эмульгаторы:

1. Диаминдиолеат (пропилендиаминдистеарат) — паста светло-желтого цвета со специфичным запахом.

2. Первичные амины — вязкая  жидкость коричневого цвета с  характерным запахом, плотностью 0,802.

Амины токсичны, их необходимо хранить  в закрытой таре и избегать вдыхания паров. При работе с ними необходимо использовать резиновые перчатки и фартуки.

3. Алкиламиды (моноэтаноламиды) СЖК  — воскообразное вещество светло-желтого цвета, плотностью 1,06 г/см³.

Диаминдиолеат хорошо растворяется в нефти и нефтепродуктах (керосине, дизельном топливе). При добавке  его в пределах 0,25-1,0% образуется эмульсия, практически не разлагающаяся  при 90° С под атмосферным давлением. Содержание кислоты в эмульсии может  составлять до 80%, а концентрация НСl в растворе до 20%.

На рисунке 4 показана схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под  давлением. С помощью основного  агрегата 1 в скважину нагнетается кислота. В одну половину бункера 3 вспомогательного цементировочного агрегата 2 закачивают нефть из емкости 4. Затем насосом 5 перекачивают ее в бункер 6. Как только восстановится циркуляция, в бункер 3 подают малыми порциями кислотный раствор из емкостей 7 и 8. Имея более тяжелый вес по сравнению с нефтью, кислота будет опускаться к приему ротационного насоса и засасываться им вместе с нефтью. В результате интенсивного перемешивания образуется эмульсия.

После образования эмульсии включают насос цементировочного агрегата 9 и перекачивают эмульсию вновь  в бункер 3. Одновременно туда поступает и кислота. Цикл перекачки повторяют несколько раз, пока не получится эмульсия требуемой вязкости, после чего ее закачивают насосом 10 в скважину 11. Вязкость эмульсии определяют вискозиметром. В схеме, приведенной на рисунке 4, для нагнетания эмульсии в скважину использован один агрегат. Однако в зависимости от приемистости скважины их может быть несколько. Также может быть увеличено и число емкостей, используемых для приготовления эмульсии.

Рисунок 4 – Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением.

Рекомендуются следующие  составы эмульсий:

1) 60% — 13%-ной НСl (39% нефти и 1% алкиламидов);

2) 70% — 15%-ной НСl (29,75% нефти и 0,25% аминов);

3) 60% — 15%-ной НСl (39,5% нефти и 0,5% аминов).

Продолжительность остановки  скважины после обработки от 2 до 8 ч. Периоды стабильности эмульсии от 1 до 4 ч.

Кислотные обработки  под давлением рекомендуется  проводить следующим образом. Перед  обработкой забой скважины тщательно  промывают водой, после чего в затрубное пространство (пакер отсутствует) закачивают 2 м³ легкого глинистого раствора плотностью 1,15-1,20 г/см³ и 26,9м³ утяжеленного раствора. Если кислотная обработка проектируется с установкой пакера, то закачка глинистого раствора исключается.

При закрытом затрубном  пространстве в насосно-компрессорные  трубы при максимальных расходах закачивают принятый объем эмульсии и продавливают ее водой. Открывают  затрубное пространство и способом прямой промывки заменяют глинистый раствор водой. После обратной промывки (до поступления из скважины чистой воды) скважину останавливают на предусмотренное время, после чего снова пускают в эксплуатацию. При обычных солянокислотных обработках скважину сразу же после обработки и промывки вводят в эксплуатацию.

Наряду с обычными солянокислотными обработками и  обработками под высоким давлением применяют ступенчатую, или поинтервальную, обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы 10-20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый пласт самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков применяют пакеры и различные химические изолирующие вещества.

При обработке слабопроницаемых пород не всегда удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае эффективность кислотных обработок может быть повышена за счет двухстадийной обработки. Для этого вначале в пласт закачивают 2-3 м³ кислотного раствора и выдерживают скважину под давлением 12-15 МПа и более в течение нескольких часов. После снижения давления до 5-7 МПа закачивают вторую порцию кислоты 5-7 м³, которая легко продавливается в пласт при гораздо меньших давлениях.

Применяют также серийную солянокислотную обработку, которая заключается в том, что скважину последовательно 3-4 раза обрабатывают кислотой с интервалами между обработками 5-10 дней. При этом виде обработки получают хорошие результаты в пластах со слабопроницаемыми породами.

 

2.4 Термокислотная обработка  скважин.

Во многих случаях  взаимодействию кислоты с породой мешают имеющиеся на забое скважины отложения в виде парафина, смол и асфальтенов. Если забой скважины предварительно прогреть, то парафин и смолы расплавятся, и кислотная обработка будет более эффективна. Для этих целей скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки применяют термокислотную, сущность которой заключается в том, что в скважину вводят вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию. При этом выделяется большое количество тепла.

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электронами. Однако эффективность электронов значительно ниже, чем чистого магния.

Наиболее часто применяют  магний в виде прутков диаметром 2-4 см и длиной до 60 см, а в некоторых  случаях - в виде стружки. Между соляной  кислотой и магнием происходит следующая  экзотермическая реакция с выделением теплоты:

При растворении в  кислоте 1 кг магния выделяется 19 МДж  теплоты. Для полного растворения 1 кг магния требуется 18,62 л 15 %-ного раствора соляной кислоты, которая полностью  нейтрализуется, а все продукты реакции хорошо растворяются в воде.

Прутки магния (обычно 40 кг) загружают в специальные  наконечники. При реагировании магния с кислотой в обрабатываемом интервале пласта выделяется количество теплоты, равное 756 МДж. Для большей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80-100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в количестве 1890 МДж.

Термокислотная обработка - процесс комбинированный. Обычно скважину обрабатывают в два приема. В первый период - тепловой - осуществляется термохимическая обработка, в процессе которой соляная кислота нагревается за счет химической реакции ее с магнием, во второй период, следующий без перерыва за первым, - обычная кислотная обработка.

Эффективность термокислотной обработки во многом зависит от соблюдения режима закачки кислоты в период термической части процесса. Режим этого процесса должен быть построен таким образом, чтобы температура прореагировавшей с магнием кислоты после наконечника была не выше 75° С. B то же время кислота должна быть достаточно активной для реакции с породами пласта. Так, например, при нагреве кислоты 15%-ной концентрации от 15 до 75° С активность ее после реакции с магнием снизится и будет соответствовать активности раствора кислоты 12,2%-ной концентрации. Если же кислоту нагревать с +15 до +100° С, то активность ее снизится за счет реакции с магнием до 11%-ной концентрации.

Количество кислоты, потребное  для проведения термохимического процесса, при различных весовых загрузках магния в реакционный наконечник и оптимальных скоростях прокачки кислотного раствора можно определить по специальным таблицам и графикам, рекомендуемым БашНИПИнефтью. Размеры, форма стержней магния и способ их укладки в пачки должны позволять кислоте обволакивать поверхность каждого из стержней. Исходя из этого, рекомендуется укладка стержней, приведенная на рисунке 5. Лучшим вариантом является применение круглых магниевых стержней диаметром 20, 30 и 40 мм (положения 4 и 5).

1,2 – неправильная  укладка

3,4,5,6 – правильная  укладка

 

 

 

 

 

Рисунок 5 – Типы укладки стержней магния в пачки.

Большой опыт проведения термокислотных обработок позволяет  также эффективно использовать вместо стержней магниевые стружки, магниевые  шарики, а также магний в гранулах (0,5-2 мм). В этом случае в скважину спускают дозирующее устройство с клапаном и внутренней камерой, заполненное магниевыми шариками или гранулами.

Раскрытие клапана и  высыпание необходимого количества магниевых гранул из камеры регулируется с устья путем создания необходимых расходов нагнетаемой жидкости.

Этот способ термокислотной обработки особенно эффективен для  малодебитных скважин на старых площадях, где обычная кислотная обработка не дает положительных результатов.

Для уменьшения агрессивного действия горячей кислоты на металл наконечника и труб 16%-ную кислоту ингибируют добавкой формалина в количестве 0,5% от всего объема раствора. Однако даже при наличии формалина часть железа переходит в раствор горячей кислоты. Поэтому во избежание отложения железа в порах пласта в кислотный раствор необходимо добавлять     1-1,5% уксусной кислоты.

Термокислотная обработка  скважин осуществляется в следующем  порядке. После подъема плунжера глубинного насоса из скважины вставной реакционный наконечник загружают  магнием в расчетном количестве и спускают на штангах во внутрь насосно-компрессорных труб, в которые затем подкачивают нефть при максимальной производительности насоса. Вслед за нефтью без перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой термохимической фазы, при максимальной производительности насоса без перерыва закачивают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. Затем в скважину прокачивают продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт. Контроль за течением процесса осуществляют с помощью термографа или монотермографа.