Солянокислотные обработки скважин

 

2.5 Пенокислотная обработка  скважин.

При обычных многократных кислотных обработках закачиваемая в скважину соляная кислота проникает в одни и те же высокопроницаемые интервалы призабойной зоны пласта. При этом эффективность кислотных обработок с увеличением их числа на данной скважине значительно снижается.

На многих нефтяных месторождениях для повышения производительности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора, применяют пенокислотную обработку по технологии, разработанной ВНИИ. Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычный раствор кислоты, а аэрированный (или газированный) раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, т. е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха (или газа).

Кислотной пеной можно  обрабатывать продуктивные пласты, сложенные  не только карбонатными породами, но и  песчаниками с высоким содержанием  карбонатного цемента. Применение кислотных пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с обычной кислотной обработкой.

Пенокислотная обработка  позволяет увеличить глубину  проникновения активной кислоты в пласт, так как замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене. При освоении скважины за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела нефть - нейтрализованный кислотный раствор и за счет расширения пузырьков воздуха в призабойной зоне происходит более полная очистка поровых каналов от продуктов реакции кислоты с породой пласта.

Последовательность операций при пенокислотной обработке  следующая.

1. Обвязка наземного  оборудования для пенокислотной  обработки. Если давление на устье скважины меньше давления, которое может быть обеспечено компрессором, кислотный агрегат и компрессор соединяют через аэратор параллельно, как это показано на рисунке 6. При низкой приемистости пласта, а также если давление компрессора ниже, чем необходимое давление нагнетания, кислотные агрегаты соединяют последовательно с промежуточным вводом сжатого газа от компрессора. В зависимости от необходимого давления нагнетания применяют различные типы передвижных компрессоров (УКП-80 и др.).

2. Подъем плунжера  и конуса насоса в скважинах,  оборудованных штанговым глубинным насосом.

3. Обработка раствора  соляной кислоты одним из поверхностно-активных  веществ.

4. Закачка в скважину  нефти для повышения уровня  жидкости до статического.

5. Закачка аэрированной (газированной) кислоты с добавкой  ПАВ в скважину.

Рисунок 6 – Схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке.

1 – компрессор; 2 – кислотный  агрегат; 3 – аэратор; 4 – крестовина; 5 – обратный клапан.

 

6. Продавка кислотной  пены в пласт.

7. Выдержка скважины  под давлением для завершения  реакции.

8. Освоение и пуск скважины в работу (при глубинно-насосном способе эксплуатации за это время необходимо спустить плунжер и конус).

Кислота в процессе закачки  в пласт аэрируется в специальном  аэраторе или эжекторе. Аэратор представляет собой две концентрично расположенные одна в другой насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 102 мм и внутренним 51 мм. Кислота с растворенным ПАВ подается кислотным агрегатом в кольцевое пространство между 102 и 51-мм трубами, а воздух (или газ) нагнетают в 51-мм трубу, имеющую определенное число отверстий. Аэратор можно изготовлять сборно-разборным для быстрого подбора соответствующего числа отверстий при различных давлениях, а 51-мм перфорированную трубу составлять из отдельных патрубков. Практически для обработки призабойной зоны аэрированной кислотой с добавкой ПАВ, при условии работы одного компрессора типа УКП-80 (Q = 8 м³/мин), рекомендуется устанавливать аэратор со следующим числом отверстий:

1) при давлении закачки  кислотной пены до 2 МПа - три  патрубка с 1300 отверстиями в каждом и один патрубок с 700 отверстиями;

2) при давлениях закачки  от 2 до 4 МПа - два патрубка с  1300 отверстиями каждый и один  патрубок с 700 отверстиями;

3) при давлениях закачки  от 4 до 6 МПа - один патрубок с  1300 отверстиями и один патрубок  с 700 отверстиями;

4) при давлении закачки  более 6 МПа - один патрубок  с 1300-1500 отверстиями.

Диаметр отверстий 1,5-1,6 мм, а расстояния между ними 10 мм. Отверстия  располагают в шахматном порядке. После сборки перфорированных патрубков с помощью муфтовых соединений на конец 51-мм трубы навинчивают глухой патрубок длиной 300 мм.

Благодаря простоте конструкции, аэратор может быть изготовлен в промысловых мастерских. Степень аэрации или газирования (объем воздуха или газа в м³ на 1 м³ кислотного раствора с добавкой ПАВ) рекомендуется принимать в пределах 15-25 и более.

Хорошими пенообразователями обычно являются анионоактивные ПАВ. Наиболее доступным и недорогим является анионоактивный реагент ДС-РАС, который  с минерализованными водами образует более устойчивую пену, чем с пресной водой.

С повышением концентрации аэрированного кислотного раствора от 15% до 25% глубина проникновения  кислотной пены в пористую среду  увеличивается в 1,5-2 раза. Однако при  этом агрессивность кислотной пены возрастает в 1,5 раза. Для уменьшения коррозионного действия кислотного раствора рекомендуется применять реагент катапин-А с дозировкой 0,1% или смесь 0,4%-ного реагента  И-1-А и 0,8% уротропина. Для стабилизации аэрированного кислотного раствора с ПАВ необходима добавка уксусной кислоты в количестве 1,5% от рабочего объема кислотного раствора.

Для устранения вредного влияния глинизации призабойной  зоны и в условиях карбонизированных  песчаников к раствору соляной кислоты, помимо уксусной, добавляют до 3% плавиковой кислоты.

Многочисленные пенокислотные обработки на промыслах Азербайджана, Башкирии, Куйбышевской области, Краснодарского края и других районов показали их высокую эффективность. При пенокислотных обработках на старых площадях в качестве пенообразователя используют гидрофобизирующий реагент марвелан-КО, который является одновременно и ингибитором коррозии металла. Оптимальная добавка его как пенообразователя — 3 кг на 1 м³ кислотного раствора. Для обработки применяют 15—16%-ный раствор кислоты объемом 30— 40м³.

В качестве стабилизатора, предупреждающего выделение окисных соединений железа в осадок (в виде гидратов окиси), добавляют уксусную кислоту в количестве 1% от объема кислотного раствора. Добавление ПАВ и стабилизатора в раствор кислоты производят на кислотной базе при загрузке кислотовозов.

В зависимости от пластового давления и объема закачиваемого  кислотного раствора степень аэрации  принята от 1 до 5, т. е. на 1 м⁸ раствора кислоты приходится от 1 до 5 м³ воздуха.

Установлено также, что  для продавливания пены в пласт следует закачивать нефть в насосно-компрессорные трубы. Время выдержки скважины на реакцию 12 ч (против 3 ч при обычных кислотных обработках).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Воздействие другими  кислотами.

 

3.1 Обработка скважин  грязевой кислотой.

Грязевыми кислотами (или  глинокислотами) называют смесь соляной HCl и фтористо-водородной (плавиковой) кислот HF.

Грязевую кислоту применяют  для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция CaF₂, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является ее способность  растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Порядок проведения обработки  призабойной зоны скважины, как правило, следующий.

Предварительно в скважине против обрабатываемых продуктивных пластов делают солянокислотную ванну с целью очистки призабойной зоны от различных загрязнений. Если стенки скважины покрыты цементной коркой, к солянокислотному раствору добавляют до 1,5% плавиковой кислоты.

После солянокислотной  ванны в продуктивные пласты закачивают            10-15%-ный раствор соляной кислоты с целью растворения карбонатных включений. Продукты реакции пород с кислотными растворами из призабойной зоны интенсивно удаляются перед обработкой скважины грязевой кислотой. На следующем этапе обработки в продуктивные пласты закачивают грязевую кислоту - смесь растворов 3-5%-ной плавиковой кислоты с 10-12%-ной соляной кислотой. В этом случае происходит следующая реакция плавиковой кислоты с окисью кремния:

6HF + SiO₂ = H₂SiF₆ + 2Н₂О         

Для сильно заглинизированных в процессе бурения скважин количество плавиковой кислоты в смеси с 15%-ной НС1 может быть доведено до 6%. Во избежание контактирования с промывочной водой в скважине рекомендуется кислотный раствор приготовлять только на пресной воде и перед его закачкой в насосно-компрессорные трубы вводить 4-8 м³ нефти. После продавки глинокислотного раствора в пласт по истечении 8-12 ч скважину вводят в эксплуатацию.

На месторождениях Краснодарского края (Анастасиевско-Троицкое) для повышения  эффективности глинокислотных обработок применяют газолино-кислотные и газолино-глинокислотные растворы, которые хорошо отмывают асфальтосмолистые и другие вещества с поверхности пород, слагающих продуктивные пласты. Для этого в призабойную зону закачивают одновременно или поочередно растворитель с глинокислотой. В качестве растворителя используют природный углеводородный газоконденсат.

Установлено, что при  газолино-глинокислотных обработках с  применением от 2 до 5 м³ специального раствора (16-20%-ная НС1 + конденсат) на 1 м вскрытой мощности пласта при сроках реагирования 16-24 ч получают хорошие результаты. Наиболее эффективны газолино-глинокислотные обработки при закачке небольших объемов глинокислоты - от 0,5 до 1,5 м³ на 1 м вскрытой мощности пласта. Эффективность обработок резко возрастает при соотношениях растворителя и кислоты 3:1 и 4:1.

 

3.2 Углекислотная обработка  призабойных зон скважин.

Этот вид обработки  способствует увеличению дебита нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Он основан на том, что водные растворы углекислоты хорошо растворяют некоторые породы пластов, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтено-смолистые осадки, способствуя повышению проницаемости, продуктивных пластов. Жидкую углекислоту транспортируют к месту обработки обычно в изотермических цистернах вместимостью 2 т, установленных на автоприцепе.

Теплоизоляция емкости  позволяет хранить жидкую углекислоту  в течение 10 суток при наружной температуре до +35° С.

Перед закачкой углекислоты  эксплуатационную скважину исследуют: определяют коэффициент продуктивности, процентное содержание воды, вязкость нефти и другие параметры. Если на забое образовалась песчаная пробка, скважину промывают и очищают, а затем в эксплуатационной колонне устанавливают пакер на 5-10 м выше верхних перфорационных отверстий. При подготовке нагнетательной скважины определяют ее приемистость, снимают профиль приемистости, если скважина находится под закачкой. Способами прямой и обратной промывки очищают забой и с помощью пакера изолируют продуктивный пласт от колонны.

На рисунке 7 приведена  схема обвязки устья скважины при обработке углекислотой.

Рисунок 7 – Схема проведения обработки скважин углекислотой.

1 – изотермические емкости; 2 –  агрегат 4АН-700; 3 – агрегат ЦА-320; 4 – автоцистерна 4ЦР.

 

После установки пакера определяют его герметичность и приемистость скважины прокачкой нефти цементировочным агрегатом и приступают к закачке углекислоты агрегатом гидроразрыва. Количество углекислоты обычно принимается от 1,2 до 5т на 1 м эффективной мощности пласта (но не менее 10 т за одну обработку).

Для продавки углекислоты  применяют нефть в объеме, равном двукратному объему насосно-компрессорных  труб. По окончании продавки углекислоты  скважину перекрывают и оставляют  на реагирование в течение 12—24 ч.

Порядок проведения работ  при обработке углекислотой призабойных зон нагнетательных скважин остается таким же, что и при обработке нефтяных скважин. Только в качестве продавочной жидкости применяют воду, а перед закачкой углекислоты и продавки ее обычно закачивают жидкость, замерзающую при низких температурах, в объеме 120—200 л для каждой операции.

По окончании срока  выдерживания на реагирование нефтяную скважину пускают в эксплуатацию на том же режиме, на котором она  эксплуатировалась до обработки.

Нагнетательные скважины после завершения реагирования через насосно-компрессорные трубы пускают на самоизлив до появления чистой воды. После прямой и обратной промывки от кустовой насосной станции скважину вводят под закачку воды. Эффективность обработки оценивается или по замерам продукции скважины (приемистости ее) после обработки или по коэффициенту продуктивности, определенному в процессе последующего исследования скважины.

 

3.3 Обработки скважин  сульфаминовой кислотой.

При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту (HSO₃NH₂), представляющую собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха молекулярной массой 97,10, плотностью 2,126 г/см³, температурой плавления 205° С. Коррозионная активность по стали марки ст3 при температуре составляет 2,18г/(ч*м²). Водные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы при нормальных температурах (до ). При более высоких температурах происходит ее гидролиз: 10%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты при нагревании до за 8 часов гидролизуется на 44% по реакции: