Обработка скважин с уэцн соляной кислотой
Обновлено: 07.07.2024
Обработка УЭЦН раствором HCl
Может кто-нибудь из вас поделиться опытом в плане подбора скважин кандадатов для проведения обработки HCl с целью борьбы с солеотложениями. Мы за последний месяц (раньше мы не делали СКО по политике компании) столкнулись с тем, что происходит, вероятно, в некоторых случая при обратной обработке кольматация призабойной зоны, в результате чего выходим на целевое Рзаб, но дебит при этом снижается. Такой эффект естественно нам не нужен. Вообще обратные обработки у нас имеют достаточно низкий эффект в сравнении с прямыми обработками. Мы не делаем HCl для расклинивания УЭЦН, а делаем только в случае симптомов образования солей или передозировки ИСО (у нас и такое есть).
Сейчас мы пришли к тому, что будем делать обратные обработки только в случае, если категорийность скважины по результатам предыдущих причин отказа подтверждает наличие солеотложений. Также установили минимальное Рпл в 200атм для скважин-кандитатов (при этом во время обработок давление на пласт в некоторых случаях достигало 290атм, а время закачки достигало 19 часов ). Также планируем производить закачку кислоты на работающий УЭЦН с пониженной частотой.
Есть у кого еще предложения/опыт? Необходимо ли осуществлять техотстой после доставки раствора к УЭЦН (закачиваем 6м3 5%раствора НСl).
Оборудование для защиты установок электроцентробежных насосов от солеотложений и коррозии
Рассмотрены основные способы ингибиторной защиты установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при работе в условиях, осложненных отложениями солей и коррозией.
Рассмотрены основные способы ингибиторной защиты установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при работе в условиях, осложненных отложениями солей и коррозией.
Указывается, что наиболее рентабельным и эффективным способом защиты глубинно-насосного оборудования является использование скважинных контейнеров, которые монтируются под основание погружного электродвигателя или блока телеметрической системы УЭЦН. Приведены конструкции и описан принцип действия скважинных контейнеров производства АО "Новомет-Пермь". Доказано, что защита УЭНЦ в условиях солеотложений и коррозии посредством использования скважинных контейнеров позволяет существенно увеличить среднюю наработку насосного оборудования на отказ.
Актуальность задачи
В себестоимости добычи нефти затраты на преодоление осложняющих факторов составляют 25. 50 % от эксплуатационных затрат. Одними из наиболее распространенных факторов, осложняющих скважинную добычу нефти, являются коррозия насосного оборудования и отложения солей.
Доля отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по причине солеобразования в некоторых компаниях достигает 30 % от общего числа отказов глубинно-насосного оборудования. Причиной солеобразования при добыче нефти является превышение концентрации соли в пластовой жидкости С над равновесной концентрацией Ср
Неравенство (1) может выполняться вследствие увеличения концентрации соли в пластовой жидкости (например при смешении несовместимых вод), а также при изменении растворимости соли, что имеет место при изменении внешних условий, таких как температура или давление.
В настоящее время большинство месторождений нефти в Европейской части России разрабатывается с обводненностью добываемой продукции свыше 80 %. Пластовые воды сильно минерализованы, имеют в своем составе сероводород, углекислый газ, кислород и другие вещества, обусловливающие интенсивное развитие процессов солеотложений и коррозиискважинного оборудования. Скорость питтинговой коррозии элементов УЭЦН может достигать 4. 5 мм/год и увеличиваться при повышении температуры, давления, кислотности пластовой жидкости, напряженного состояния металла и т. д..
Нефтедобывающими предприятиями и заводами изготовителями нефтепромыслового оборудования разрабатываются и осуществляются технические мероприятия по снижению отрицательного влияния осложнений на процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти. Эти мероприятия, как правило, имеют комплексный характер и предусматривают адаптацию промыслового оборудования к работе в условиях воздействия осложняющих факторов, а также предупреждение и периодическое устранение осложняющих факторов.
Из известных методов предупреждения солеотложений и снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования при добыче нефти наиболее технологичным и экономически целесообразным является химический метод, который реализуется посредством применения ингибиторов. Актуальной задачей является разработка эффективных способов доставки ингибитора к работающей УЭЦН.
Основные способы ингибиторной защиты элементов УЭЦН
В основе механизма действия ингибиторов солеотложений лежат адсорбционные процессы. Сорбция поверхностью частиц солей молекул ингибитора сопровождается образованием устойчивых соединений, при этом ингибиторы подавляют дальнейший рост зародышевых кристаллов гипса, кальцита и других малорастворимых солей. Образовавшиеся адсорбционные слои препятствуют не только соединению кристаллов, но и прилипанию их к поверхностям оборудования и труб, что обеспечивает унос частиц солей потоком пластовой жидкости на поверхность.
Действие ингибиторов коррозии обусловлено изменением состояния поверхности металла вследствие адсорбции ингибитора или образования с катионами металла труднорастворимых соединений. Защитные слои, создаваемые ингибиторами коррозии, всегда тоньше наносимых покрытий. Способностью замедлять коррозию металлов в агрессивных средах обладают многие неорганические вещества. Ингибирующее действие этих соединений обуславливается присутствием в них катионов (Са 2+ , Zn 2+ , Ni 2+ , As 3+ , Sb 3+ ) или анионов (CrO4 2- , Cr2О7 2- , NO2 1- , SiО3 2- , PO4 3- ). Кроме того, для борьбы с микробиологической коррозией глубинно-насосного оборудования используются бактерицидные реагенты, нейтрализующие тионовые, сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие и железобактерии.
Известны следующие способы подачи реагентов к работающей УЭЦН:
закачка ингибитора в призабойную зону пласта;
периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство;
подача ингибитора через систему поддержания пластового давления;
установка поверхностных дозаторов на устье скважины;
применение погружных контейнеров.
Закачка в призабойную зону представляет собой продавливания раствора с ингибитором в зону пласта вокруг скважины. Данная технология дорогостоящая, поскольку требует большого количества ингибитора и сопряжена с риском уменьшения продуктивности пласта - ингибитор и раствор могут вступить в реакцию с выпадением осадков. Несомненный плюс метода состоит в том, что ингибиторной защите подлежит и призабойная зона, и вся скважина.
Периодическая закачка ингибитора в затрубное пространство скважины применима только при высоких динамических столбах, иначе реагент быстро выносится потоком жидкости, что обусловливает существенное снижение эффективности мероприятий по защите скважинного оборудования.
Подача ингибитора через систему поддержания пластового давления требует значительных объемов ингибитора - в несколько раз превышающих объемы, потребные для защиты УЭЦН при закачке ингибитора в призабойную зону пласта. Данный способ на практике применяется крайне редко в связи с высокими материальными затратами.
В нефтедобывающей практике широкое распространение получили установки дозирования реагентов (УДР), которые монтируются на поверхности и осуществляют дозировку ингибитора непосредственно при подаче в скважину. Как правило, УДР не обеспечивают защиту погружных электродвигателей УЭЦН от отложения солей.
Данный способ характеризуется высокими материальными затратами, поскольку подача реагента осуществляется в зону скважины с уже развитым процессом солеотложения, следовательно, для эффективной защиты глубинно-насосного оборудования необходимы значительные объемы ингибитора. Альтернативой является использование УДР с капиллярной трубкой, доставляющей ингибитор на прием насоса, что позволяет существенно снизить расход ингибитора, однако при этом осложняется монтаж и снижается надежность УДР.
Погружные скважинные контейнеры подают ингибитор в самый низ насосной установки, что обусловливает высокую эффективность их использования, так как для подавления процессов коррозии элементов УЭЦН и солеотложений в зоне начала выпадения до нагрева жидкости электродвигателем требуется малое количество ингибитора.
Данный способ характеризуется минимальными эксплуатационными расходами при работе на удаленных скважинах - контейнеры легко монтируются и не требуют обслуживания в течение всего срока эксплуатации. Возможна установка погружного контейнера под пакер для защиты труб обсадных колонн и УЭЦН, а также при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
Фактором, ограничивающим область применения погружных контейнеров, является высокий дебит скважин. Скорость дозирования реагента зависит от горнотехнических и геологических условий, поэтому погружной контейнер подбирается индивидуально под параметры скважины.
Сравнительные затраты на реализацию описанных выше способов подачи ингибитора к УЭЦН по данным приведены в табл. 1. Анализ представленной информации показывает, что способ ингибиторной защиты глубинно-насосного оборудования с использованием скважинных контейнеров экономически наиболее целесообразен. При этом следует учесть, что капсулированный ингибитор на данный момент является наиболее дорогостоящим среди других типов реагентов.
Сравнительные затраты на реализацию методов предотвращения солеотложений в скважине с дебитом 100 м 3 /сут за 2 г.
Обработка забоев скважин соляной кислотой
Рассмотрение методов воздействия на призабойные зоны скважин. Общие требования к проведению кислотных обработок. Выбор способа очистки призабойной зоны и вида кислотных обработок. Подготовительные работы перед проведением кислотной обработки скважин.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 10.11.2020 |
| Размер файла | 45,1 K |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра нефтегазового дела
по курсу «Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин»
на тему: «Обработка забоев скважин соляной кислотой»
Выполнил: Бочкарев Р.А. гр. НДДбз-15-2
Проверил: преподаватель Романов Г.Р.
Общие требования к проведению кислотных обработок
Подготовительные работы перед проведением кислотной обработки скважин
Обработка скважин соляной кислотой
Извлечение углеводородов из пласта и любое воздействие на него, как известно, осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.
Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и ДР.), Так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта. Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка. Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.
Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.
Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д. Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.
Общие требования к проведению кислотных обработок
кислотный обработка скважина призабойный
Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.
Выбор способа очистки призабойной зоны (ОПЗ) и вида кислотных обработок осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.
Технологию и периодичность проведения кислотных обработок (КО) обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.
Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, в которых подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ) технологической колонны, а также другого необходимого оборудования.
После проведения кислотной очистки, скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.
Требования к промывочным и продавочным жидкостям:
Жидкость для промывки скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
Фильтрат жидкости продавки должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
Продавочная жидкость не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пластовый флюид".
Продавочная жидкость не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 г/л.
Продавочная жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.
Продавочная жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.
Продавочная жидкость должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
Подготовительные работы перед проведением кислотной обработки скважин
В подготовительные работы перед проведением простой кислотной обработки входят: извлечение штанг, допуск фильтра до подошвы обрабатываемого пласта, приготовление необходимых объемов раствора кислоты и продавочных жидкостей.
Как и перед проведением кислотной ванны, весьма существенно определить гидродинамическое состояние скважины - коэффициент продуктивности, статический уровень, скорость накопления уровня и др. проведение простой кислотной обработки связано с проникновением раствора кислоты в поровое пространство призабойной зоны скважины. Поэтому в зависимости от гидродинамического состояния скважины подготовительные работы должны предусматривать подготовку на скважине определенных объемов сырой дегазированной нефти, которая будет использоваться в процессе закачки кислоты.
Для проведения простых кислотных обработок объем раствора кислоты планируют для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально. Строго теоретически обосновать назначение точного объема кислоты для получения максимального эффекта от обработки конкретной скважины на сегодня очень трудно. Основные данные, которыми необходимо располагать для достаточного обоснованного расчета объема кислоты, как-то: радиус призабойной зоны с искусственно сниженной проницаемостью, пористость, проницаемость и химико-минералогический состав пород призабойной зоны, в большинстве случаев или полностью отсутствуют, или имеются частично. Кроме того, до настоящего времени слабо изучены кинетика взаимодействия растворов кислоты с породой в условиях пористого пространства призабойных зон и характер разрушения пород под действием кислоты. Все это создает большие трудности для научно-технического обоснования объема кислоты для получения максимального эффекта от соляно-кислотной обработки.
При отсутствии указанных данных для первичных обработок нефтяных коллекторов того или иного месторождения на основе большого опыта применения кислотных обработок нефтяных скважин на многих месторождениях с карбонатными коллекторами объем кислоты следует устанавливать из расчета 0,4 - 1,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта. При этом наименьшие объемы (0,4 - 1,0 м3) на единицу мощности целесообразнее планировать для менее проницаемых пород с малыми начальными дебитами скважин. Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости следует планировать 1,0 - 1,5 м3 раствор кислоты на 1м мощности обрабатываемого пласта. При этом имеется в виду, что минимальный объем кислоты назначается при первой обработке призабойной зоне скважины с последующим наращиванием объема до максимального при повторных обработках. При одной и той же степени карбонизации характер распределения карбонатов в песчаниках отличается большим разнообразием. Поэтому только промышленный опыт может позволить установить, при каком объеме кислоты и ее концентрации в данном месторождении происходит интенсивный вынос песка после кислотной обработки. Обработки первых скважин на конкретном месторождении рекомендуется начинать с применением малых объемов 0,4 - 0,6 м3 на 1 м мощности при сниженной до 8,0 - 10,0 % -ной концентрации кислоты, с наращиванием как объема так и концентрации при последующих обработках.
При больших мощностях нефтеносного пласта необходимо обработку производить по отдельным интервалам, предупреждая возможность ухода кислоты в другие интервалы ствола скважины тем или другим способом (пакерование, гидравлические условия закачки и т.д.). Объемы кислоты при повторных обработках скважин, как правило, должны быть увеличены по сравнению с первой обработкой или вообще с предыдущей обработкой для расширения сферы распространения активной кислоты по пласту от ствола скважины.
Типовая технология проведения простых соляно-кислотных обработок заключается в следующем. После подъема подземного оборудования эксплуатационную колонну шаблонируют и промывают забой скважины методом обратной промывки. После этого трубы с шаблоном поднимают и в скважину на НКТ спускают пакер, после чего скважину промывают водой повторно. Пакер устанавливают на 10 - 20 м выше верхних отверстий интервала перфорации, а ниже пакера спускают ''хвост'' и НКТ такой длины, чтобы концы труб находились на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Пакер опрессовывается на полуторократное давление, ожидаемое при закачке кислоты.
Раствор соляной кислоты, концентрацией 12 - 15 % закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой (давление продавки создается в зависимости от приемистости скважины). Скважину закрывают на 16 - 24 часа для реагирования.
После реагирования кислоты пакер срывают и скважину промывают. Затем спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу, после чего регулярно замеряют дебит скважины, обводненность продукции и продолжительность эффекта.
Обработка скважин соляной кислотой
Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.
В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции.
При воздействии на известняк
2HCL + CaCO 3 = CaCL 2 + Н 2О + СО 2
При воздействии на доломит
4HCL + CaМg(CO3 )2 = CaCL2 + МgCL2 + 2Н2О + 2СО2
Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCL2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа)
В количественных соотношениях реакция соляной кислоты с известняком запишется
2HCL + CaCO 3 = CaCL 2 + Н 2О + СО 2
2 Ч (1+ 35,5)+ 40 +12 + 3 Ч16 = 40 + 2 Ч 35,5 + 2 Ч1+12 + 2 Ч16
Таким образом, при взаимодействии с известняком 73 г чистой НСL при полной ее нейтрализации растворяется 100 г известняка. При этом получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. Таким образом, на 1 кг известняка надо израсходовать следующее количество чистой НСL - 730 г.
Известно, что 1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой НСL. Следовательно, для растворения 1 кг известняка потребуется 4,53 л раствора. Аналогично для второй реакции воздействия НСL на доломит при взаимодействии 146 г чистой НСL с 184,3 г доломита [CaMg (CO3)2] при полной нейтрализации получается 111 г растворимой соли хлористого кальция; 95,3 г MgCL2; 36 г воды (Н2О) п 88 г углекислоты. Для растворения 1 кг доломита потребуется кислоты - 4,914 л 15%-ного раствора HCL.
Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. К числу таких примесей относятся следующие.
1. Хлорное железо (FeCL3), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка.
2. Серная кислота H2SO4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСL2 образует гипс (CaS04Ч2H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.
3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).
4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция [Сa3 (РO4)2].
Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НСL в пределах 10 - 15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15 %-ного раствора НСL равна минус 32,8 °С.
Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты:
1 Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НСL транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.
В качестве ингибиторов используют:
формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз;
уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25 - 0,5%), снижающую коррозионную активность в 30 - 42 раза. Однако поскольку уникод не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз.
Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и Р = 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55 - 65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80 - 100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ. Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НСL.
2 Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты.
Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44 - 11, 44 - 22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза.
3 Стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСL с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария
H 2SO4 + BaCL 2 = BaSO 4 + 2НCL
В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL2). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).
Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1 - 2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта.
Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Точный рецептурный состав компонентов и их количества определяют по соответствующим руководствам или расчетным таблицам в лабораториях или НИИ.
Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.
Растворы НСL готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF), пары которой ядовиты.
Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.
Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки и обработки под давлением ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки.
Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.
Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.
Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.
Эффект кислотной обработки скважины определяется суммарным количеством дополнительно полученной нефти после обработки скважины кислотой за все время ее работы на повышенном дебите. Кроме того, результаты обработки проверяют по величине коэффициента продуктивности скважины до, и после обработки при одинаковой депрессии.
Суть проведенных расчетов показывает, что применение соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта является технологически эффективным методом для увеличения производительности работ скважин.
1. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. 280 с.
2. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. 202 с.
3. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1991. 384 с.
4. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. 312 с.
5. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966. 396 с.
Подобные документы
Химические методы увеличения продуктивности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск"Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".
курсовая работа [2,9 M], добавлен 14.04.2011
Характеристика целей, видов и технологий исследования скважин. Описание приборов и оборудования для данного исследования. Особенности построения индикаторных диаграмм. Методы расчета параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности скважины.
курсовая работа [11,7 M], добавлен 27.02.2010
Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.
презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013
Изучение повышения продуктивности и реанимации скважин с применением виброволнового воздействия. Характеристика влияния упругих колебаний на призабойную зону скважин. Анализ резонансные свойства систем, состоящих из скважинного генератора и отражателей.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 17.06.2011
Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.
Соляно-кислотная обработка скважин. Назначение, технология проведения.
Кислотная обработка ПЗП связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их в карбонатных коллекторах, и очищают поровое пространство в терригенных (подробнее дальше). Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористо-водородной) кислоты. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.
Кислотные обработки предназначены для очистки фильтров, ПЭП, НКТ от солевых, парафинистых отложений и продуктов коррозии. Под воздействием соляно кислотной обработки (СКО) и ее модификаций в ПЗП с карбонатными коллекторами образуются каверны, каналы растворения, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а, следовательно, и производительность добывающих скважин, и приемистость нагнетательных.
Применяют следующие композиции СКО:
- простые кислотные обработки;
- кислотные обработки под давлением;
- термохимические и термокислотные.
Все они предназначены для очистки поверхности открытого интервала забоя и стенок скважины. От цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений пластовых вод. Очистки фильтра в интервале продуктивного пласта, освобождение прихваченного карбонатной пробкой подземного оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ. Другие виды СКО применяются для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с задавливанием кислоты в пласт.
Важный фактор повышения успешности СКО - срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов. Установлено, что длительность СКО колеблется от 8 до 24 ч., не считая сроков экспериментального определенного времени реагирования для каждого конкретного эксплуатационного объекта. Получили распространение также СКО под давлением для увеличения фильтрационных свойств малопроницаемых пластов путем продавки кислоты в пласт. Процесс СКО под давлением проводят с применением пакера, при закрытом затрубном (кольцевом) пространстве.
Пенокислотные обработки (ПКО) применяют при значительной толщине продуктивного пласта и низких пластовых давлениях. Перемешивание жидкости с газом (аэрация) с непременным образованием пены происходит в аэраторе. В ПЗС вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены.
Преимущества ПКО обусловлены следующими факторами:
1. Кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт и приводит к увеличению проницаемости удаленных от скважины зон и их приобщению к дренированию.
2. Кислотная пена, пена, обладая меньшей плотностью (400 - 800 кг/м 3 ) и повышенной вязкостью, обеспечивает охват воздействием всей продуктивной толщины, что особенно важно при большой его толщине и низких пластовых давлениях.
3. Наличие в составе рабочего агента (пены) ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе контакта с нефтью, и сжатый газ, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки.
Совокупность этих факторов способствует улучшений условий притока нефти в скважину. Поинтервальные обработки проводятся с целью охвата пласта или его других продуктивных пластов.
Гидромониторная обработка ПЗП способствует механическому разрушению горной породы струей большого напора через сопла. Одновременно очищаются стенки скважины от цементной и глинистой корок. При этом непременно должна обеспечиваться максимально возможная для данного сопла скорость выходящей струи.
Термокислотные и термохимические обработки, рассчитанные на комбинированное воздействие ПЗС за счет теплового и описанных выше процессов. Предназначены для очистки ПЗС от асфальтено-смолистых, парафиновых, солевых и других отложений.
Глинокислотные обработки (ГКО), основные компоненты рабочего раствора - вода, соляная кислота (HCl) и плавиковая кислота (HF),называемая также фтористоводородной взаимодействует с силикатным веществом (кварц) входящим в состав терригенного коллектора. Взаимодействие HF с зернистым кварцем протекает чрезвычайно медленно, а с алюмосиликатом H4Al2SI2O9 происходить быстро, но медленнее, чем взаимодействие HCL с карбонатами. Поэтому обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористо-водородной кислот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала.
В тоже время, имея неоспоримые преимущества перед другими методами, методы очистки ПЗС имеют следующие недостатки. К числу разновидностей кислотных обработок относятся ацетонокислотные (АКО) и пенокислотные (ПГКО) обработки.
Промывки скважин от песчаных пробок (прямая, обратная, комбинированная).
- Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок
- Промывку песчаных пробок производят пластовой водой, газожидкостными смесями и пенными системами с применением струйных насосов, желонок, гидробура и др.
- Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой, так и при обратной промывке.
- Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей, гидратных пробок проводят по отдельному плану, утвержденному нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими инструкциями.
При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъём воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъёма размытого песка на поверхность.
Обратная промывка отличается от прямой тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъём с размытым песком происходит по НКТ. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновы манжетом-сальником, плотно охватывающим тело трубы.
Комбинированная промывка - последовательно прямая и обратная (самая эффективная).
Соляно-кислотная обработка скважины способом циклического задавливания раствора
Нормами предусматривается обработка скважины соляной кислотой путем периодического задавливания кислоты через фильтр в прифильтровую зону. Перед проведением обработки скважины соляной кислотой и после проводят прокачку скважины эрлифтом.
При заливке соляной кислоты через устье скважины (табл.1)
1. Монтаж оголовка.
2. Заливка кислоты в скважину вручную.
3. Циклическое задавливание кислоты в пласт с помощью нагнетания воздуха компрессором.
4. Демонтаж оголовка.
При заливке соляной кислоты в скважину через заливочные (бурильные) трубы (табл.2)
1. Монтаж оголовка.
2. Спуск заливочных (бурильных) труб в скважину.
3. Заливка кислоты в скважину через заливочные трубы.
4. Подъём заливочных труб.
5. Циклическое задавливание кислоты в пласт с помощью нагнетания воздуха компрессором.
6. Демонтаж оголовка.
Читайте также: