Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь 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 |
Виды соляно-кислотных обработок
На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д. Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы. Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д. Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,— раствор более низкой концентрации НС1 (10—12%). К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2—3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ. В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть. Кислотные обработки. Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные обработки. Ведется этот процесс с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Схема расположения оборудования при обычной кислотной обработке приведена на рис, 14.1. Устье скважины обвязывают с агрегатом и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин
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 состодуктивности.
Кислотные ванны. Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, АСПО, отложений продуктов коррозии и др. Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекоменяния 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 НС1 и про-давливание его в пласт. Порядок операций при солянокислотной обработке приведен на рис. 14.2. 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
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 обработки 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. При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту (НSО3НН2), представляющую собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха молекулярной массой 97.10, плотностью 2,126 г/см3, температурой плавления 205°С. Водные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы при нормальных температурах. Коррозионная активность НЗО3НН2 при равных процентных концентрациях значительно меньше, чем у соляной и серной кислоты. С карбонатными породами сульфаминовая кислота взаимодействует медленнее, чем соляная. Техническая сульфаминовая кислота выпускается в виде порошка, поставляется в мягкой упаковке и не требует специальных емкостей для хранения. В виде товарного порошка кислота безопасна в обращении и не вызывает ожогов при попадании на кожу. Как показали результаты обработок скважин 10—20%-ным раствором сульфаминовой кислоты с расходом его на одну обработку в пределах 8—24 м3, в большинстве случаев с увеличением дебитов нефти в эксплуатационных скважинах увеличилась и поглотительная способность нагнетательных скважин. 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 малопрошщаемых 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 асфальто-смолистых веществ: например, в качестве основ эмульсии — нефти мезозойских отложений Грозненского района, которые удовлетворяют указанным условиям. Вязкость таких нефтей при 20°С составляет 2,5—6,7 сСт, и они содержат незначительное количество асфальтенов (0,1—2,2%) и смол (1,9—4,2%). Более стабильные эмульсии получают при применении керосина и дизтоплива. Для приготовления эмульсии рекомендуют 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 г/см3. Амины токсичны, их необходимо хранить в закрытой таре и избегать вдыхания паров. 3. Алкиламиды (моноэтаноламиды) СЖК — воскообразноевещество 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% мае. образуется эмульсия, практически не разлагающаяся при 90°С под атмосферным давлением. Содержание кислоты в эмульсии может составлять до 80% мае., а концентрация НС1 в растворе до 20%. Амины, также хорошо растворяясь в нефти и нефтепродуктах, образуют стабильные эмульсии при содержании в них кислоты до 60—70%. Стойкость получаемых эмульсий зависит от концентрации как кислоты, так и добавок эмульгатора. С увеличением концентрации добавок аминов стабильность эмульсии не повышается. При стабилизации эмульсии аминами оптимальной концентрацией является содержание в ней 15% НС1. Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы растворяют в соответствующих средах: алкиламиды — в соляной кислоте, а амины — в нефти (дизтопливе, керосине). Так как алкиламиды плохо растворяются в соляной кислоте с низкой концентрацией, их предварительно в течение 20—30 мин. растворяют в 20—25%-ной кислоте, а затем разбавляют кислоту до 13— 15%-ной концентрации. При необходимости дополнительного ингибирования соляной кислоты в нее добавляют уротропин технический, хорошо растворимый в соляной кислоте. Уротропин добавляют из расчета 11 кг на 1 м3 кислоты. После растворения эмульгаторов приготавливают кислотную эмульсию. На рис. 14.3 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 высокую плотность по сравнению с нефтью, кислота будет опускаться к приему ротационного насоса и засасываться им вместе с нефтью. В результате интенсивного перемешивания образуется эмульсия.
Рис. 14.3. Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением 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 рис. 14.3, 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. Рекомендуются следующие составы эмульсий: 1) 60% — 13%-ной НС1 (39% нефти и 1% алкиламидов); 2) 70% — 15%-ной НС1 (29,75% нефти и 0,25% аминов); 3) 60% — 15%-ной НС1 (39,5% нефти и 0,5% аминов). 4) 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. 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 толщину 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. 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 электродами. Однако эффективность электродов 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: Мg + 2НС1 + Н2О = МgС12 +Н2О + Н2↑ + 462,8 кДж. 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 общей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80—100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в количестве 1890 МДж.
|
|||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-12-16; просмотров: 1899; 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 - 3.145.105.108 (0.027 с.) |