Кислотная обработка

Содержание

Введение …………………………………………………………………………….3

1. Кислотные обработки скважин…………………………………………………..5

2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки………..10

3. Технология проведения кислотной обработки………………………………..10

4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин……………………..19

Список использованной литературы ……………………………………………..21

Введение

Кислотная обработка скважин - химический способ интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефтяных скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами. Кислотная 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 кислот или их смесей.

Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной кислоты c добавками 3-5% уксусной кислоты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой кислоты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором c добавкой 2-3% фтористоводородной кислоты.

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 органического вещества, то после промывки её соляной кислотой фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органическими растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.        

Пo окончании времени реагирования кислотного раствора c породами водоносного или нефтеносного пласта скважина прокачивается эрлифтом или глубинным насосом c утилизацией жидкости на поверхности. B процессе дренирования скважины отбирают контрольные пробы жидкости и проверяют их на остаточную кислотность. После достижения значения pH, равного пластовой жидкости, прекращают прокачку и скважину вводят в эксплуатацию.

1. Кислотные обработки скважин

Наиболее эффективным и часто применяемым методом об­работки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НС1) и фтористоводородной (НР) кислоты.

Соляно-кислотная обработка скважин основана на способно­сти соляной кислоты растворять карбонатные породы-известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продук­тивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:

2НС1+СаС03=СаС12+С02.

При воздействии на доломит:

4НС1+СаМ§(С03)2=СаС12+М§С12+ Н20 +2С02.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлори­стый кальций (СаС12) и хлористый магний (М§С12) - из-за их вы­сокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореатировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения ре­акции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увели­чиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обра­ботки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образова­ний. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эф­фективность кислотной обработки зависят от пластовой темпера­туры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.

Следует учитывать, что при температуре выше 20° С основ­ная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С уче­том этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубо­ко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или пред­варительно охлаждать призабойную зону пласта, применять раз­личные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.

Скорость растворения пород в кислоте значительно замед­ляется с повышением давления. Лабораторными и промысловы­ми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатно-сти пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного раство­ра. С целью восстановления приемистости нагнетательных сква­жин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа:

Ре(ОН)3+ЗНС1=РеС13+ЗН20.

Растворимая соль хлорида железа может быть поднята на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пус­ке скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и неф­тепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин исполь­зовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учи­тывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение ко­торых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зо­ны скважины. Среди таких примесей можно отметить следую­щие:

-     хлористое железо (РеС12), образующееся в результате гид­ролиза гидрата окиси железа [Ре(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка;

-     серная кислота Н2504 в растворе; при взаимодействии ее с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (Са504*2Н20), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в ви­де волокнистой массы игольчатых кристаллов;

-     некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок;

-     фтористый водород и фосфорная кислота, которые присут­ствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (СаР2) и фосфорно-кислого кальция [Са3(Р04)2].

Раствор соляной кислоты для обработки призабойных зон скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1) в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1 равна -32,8° С. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально.

Заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кислоты, которые различаются между собой концентра­цией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, серной кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является синтети­ческая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее 31%, желе­за - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. Растворы соляной кислоты, применяемые на промыслах при обработке скважин, обладают высокими коррозионными свойствами. Чем выше концентрация НС1 в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и тре­щин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добав­ляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.

Ингибиторы добавляют в количестве до 0,1% в зависимости от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов применяют:

-    формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7-8 раз;

-    уникол ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную активность в 30-40 раз. Учитывая, что уникол не растворяется              в воде,              из              нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, его концентрацию уменьшают до 0,1%, что снижает коррозионную активность только в 15 раз.

Ингибитор катапин А при дозировке 0,1% от объема ки­слотного раствора снижает коррозионную активность раствора в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. За­щитные свойства катапина А значительно ухудшаются при высо­ких температурах. Например, при температуре 80-100° С его до­зировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Ка­тапин А является хорошим катионактивным ПАВ. Кроме пере­численных, имеются и другие реагенты для снижения коррозион­ной активности раствора НС1.

Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удержи­вания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария: Н2 304+ВаС12=Ва304+2НС1.

В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаСЬ). Образующийся сернокислый барий Ва8С>4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодей­ствии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и це­ментом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для недопущения этого применяют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (НР) кислоты, а также другие (лимон­ная, винная и другие) кислоты. Добавка плавиковой кислоты (НР) в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа, алюминия и в значительной степени замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что способствует закачке концентриро­ванного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя участки пласта.

В промысловой практике используются так называемые ин-тенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-актив­ные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натя­жение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых ка­налов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта. Добавка ПАВ повышает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, мервелан К(О), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на промысловых кислотных базах и реже непосредственно на сква­жине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соля­ную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсифи-катор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до пол­ного осветления и осаждения сернокислого бария.

Приготавливают растворы НС1 со строгим соблюдением правил техники безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Осо­бые требования предъявляются при обращении с фтористоводо­родной (плавиковой) кислотой (НР), пары которой ядовиты. Со­ляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внут­ренним покрытием) железнодорожных цистернах и автоцистер­нах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покрывают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или дру­гим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту пере­возят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах.

2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки

Для проведения кислотной обработки применяют специаль­ный агрегат «Азинмаш-30», смонтированный на шасси вездеход­ного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями по 5,3 м3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емко­стью 6 м3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух от­секов. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлениях закачки 5,0-7,6 МПа. На промыслах иногда применя­ют цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-500. Если поршне­вая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном ис­полнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой.