Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Основные принципы кислотной обработки скважинСодержание книги
Похожие статьи вашей тематики
Поиск на нашем сайте
Кислотная обработка (КО) — это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы. Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ. Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО). Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10— 30% НС1) и смесь соляной (10—15% НС1) и плавиковой (1—5%НF) кислот. Для проведения КО в скважину спускают 62—73 мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислото-возом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы спрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину. Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО. Механизм кислотного воздействия на коллектор лучше всего рассмотреть с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10%, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50%). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов. При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте, например, известно, что 1 м3 различных кислот растворяет: 15%-ной НС1 — 200 кг известняка СаСО3 или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89% SiO2, 3% карбонатов и 7% глин; 4% НF — 48 кг каолина; 10%-ной НС1 + 1%-ной НF — 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита. Если после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м3 10%-ной НС1 + 1%-ной НF растворят 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации НР в ГКР до 3% обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5% — до 66 кг. Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт. Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии. Во время взаимодействия соляной кислоты образуются: с карбонатами пород — водорастворимые соли СаС12, МдС12, газ СО2, вода; с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FеСО3) — хлорное железо FеС13, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fе(ОН)3, способного закупоривать поры; с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66°С — осадок гипса; с окисью кремния в глинах — осадок, гель кремниевой кислоты; с окисью щелочных и щелочно-Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков. Во время взаимодействия глинокислоты образуются: с кварцем — газоподобный SiF4, а после снижения кислотности — гель кремниевой кислоты Si(ОН)4, который закупоривает поры; с алюмосиликатами (глинами) — газоподобный SiF4; с кварцем и алюминием — параллельно с SiF4 образуется гексафторокремниевая кислота Н2SiF6, соли которой Nа2SiF6 выпадают в осадок. Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значительно меньше. Часто вместо НF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NН4НF2 + NН4F). Например, для получения раствора (12% НС1 + 3% НF) применяют смесь (16% НС1 + 3% БФФА). Наличие в растворе иона NН4+ увеличивает растворимость продуктов реакции НF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА. Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной Н2SiР6 + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте. Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно — не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО. Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. После обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2—7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено. На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношения поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотногораствора и гидродинамических условий прохождения реакции. Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10% или от 12 до 6%). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в норовой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки. Увеличение температуры пласта на 10°С обуславливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой — ускоряется. Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм — 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм — 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм — 5 см при других равных условиях. Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется. Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта. Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции. Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + НF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора. Для обработки известняков, карбонизированных (Ск>3%) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15% НС1Г а при Тпл > 100°С — иногда и 30% НС1. Для обработки песчано-глинистых пород (Ск<3%) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10—15% НС1, а за ней — ГКР 1—5% НF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при Ск = 3% его можно записать как 1:1. Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10%. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз. Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии Кт.к, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингиби-рованной. При пластовых температурах до 100°С достаточно обеспечить значение Ктк = 20. Если температура 15%-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100°С, то растворяется 3500 г/(м3/ч) железа, а применение ингибитора «Север-1» уменьшает растворимость до 176 г/(м3/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концентрации НС1. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять до Т≤110°С, С0 ≤22% НС1 с Ктк = 23; ингибитор В2 — для Т ≤100°С; С0≤36% НС1 с Kт.к. = 260; ингибитор ПБ-5 — для Т≤ 100°С, С0≤22% НС1 с Ктк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5—1%. Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Ре34 в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fе3+, который обычно составляет 0,3%. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты — до Т≤60°С, для 0,5%-ной лимонной кислоты до Т≤ 90°С; для 0,65%-ной КРАСТ — до Т≤ 140°С. Увеличение стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм2. Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть — продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3—0,5%. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2% асфальтенов или более 6% смол. При КО водонагнетательных скважин рекомендуется добавлять 0,3—0,5% неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу. Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м3/м поглощающей толщины пласта, при второй — 1 м3/м, а при третьей — 1,5 м3/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят путем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30—60 мин. Во время КО чаще всего применяют не менее 6—12 м3 КР и только иногда 24 м3 и более. Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта. Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки). Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт. Во время обработки карбонизированных терригенных коллекторов Ск≤10% используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С0, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону) — и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1С0. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С0 и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны — узкая с С0>С>0 и широкая с C = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР, Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30—50% объема кислотного раствора. Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т. п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов. Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных — нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает. Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляется путем возбуждения притока флюидов из пласта давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20—30 м3 водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т. п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине. Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.
СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15% НС1? нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дистиллированных аминов фракции С17—С20) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5%. Период стабильности эмульсий составляет обычно τстаб = 20÷20 мин. при tпл = 160÷100°С. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает. Термохимическая КО — воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40°С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности. Термокислотная обработка — это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом — кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15%-ной НС1 выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО. Технология селективных КО предполагает последовательное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раствора полимеров, например, 2%-ного раствора ПАВ объемов 9 м3) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется как обычно). Селективные КО применяют для повторных обработок (третьих, четвертых и т. д.). Вязкая жидкость, нагнетаемая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию при предыдущих КО, и содействует направлению потока СКР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает. Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса. Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность. Ограничением применения процесса является Тпл> 85°С или содержание хлоридов в пластовых водах более 5%, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми давлениями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины. Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пенообразователем (0,5% ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смешения диаметром около 8 мм. Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глубины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО Данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением, а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет. Газированная кислота — это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если степень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями — насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы. Газированные кислоты образуются в эжекторе подобно пенокислоте. После проникновения в пласт газированной кислоты незамедлительно начинают очищение его от продуктов реакции. Для этого открывают затрубную задвижку, а в НКТ закачивают чистую газовую фазу и проводят интенсивный дренаж пластов. Поскольку процесс непрерывный, длительность кислотной обработки вместе с освоением скважины сокращается до нескольких часов, что значительно повышает технико-экономические показатели процесса.
|
||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-12-16; просмотров: 2040; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.220.206.141 (0.01 с.) |