Основная цель проведения кислотной обработки нагнетательной скважины

Обновлено: 07.07.2024

Соляно-кислотная обработка

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны от солевых отложений и продуктов коррозии при освоении скважин с целью их запуска, а также для увеличения проницаемости пород.

Под воздействием кислоты в породах призабойной зоны образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород а, следовательно, и производительность добывающих и приёмистость нагнетательных скважин.

Породы – коллекторы могут быть представлены известняками, песчаниками и реже доломитами. Эти породы могут реагировать либо с соляной, либо с плавиковой кислотой.

Обычно соляно – кислотную обработку призабойной зоны проводят в скважинах с карбонатными породами (известняки, доломиты). Обработку плавиковой кислотой производят в скважинах с терригенным коллектором (песчаник). В этих же породах может применяться соляная кислота, а также смесь плавиковой и соляной кислот.

При взаимодействии соляной кислоты и карбонатных пород происходят следующие химические реакции:

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами – двухлористый кальций (CaCl₂) и двухлористый магний (MgCl₂) – хорошо растворимые в воде, а также остаток непрореагировавшейся кислоты при промывке скважины извлекается на поверхность. Углекислый газ (CO₂) в зависимости от давления либо растворяется в воде (при давлении более 7,3 МПа), либо выделяется в виде свободного газа и легко удаляется из скважины.

При воздействии соляной кислоты на терригенные породы происходит разрушение карбонатного цемента, скрепляющего песчинки.

В случае применения плавиковой кислоты (фтористо-водородной, фторной) последнее растворяет силикаты, т. е. Основной материал терригенного коллектора и тем самым так же приведёт к увеличению пористости и проницаемости пласта.

Товарная соляная кислота имеет концентрации 20-22%. Для обработки призабойной зоны используют соляно – кислотный раствор 10-15% концентрации. В состав товарной соляной кислоты как правило входят ингибитор коррозии и ПАВ.

Ингибитор – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, обычно добавляют до 1%. В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%), уникол (0,1%), реагент И1 – А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), катанин А (0,1%) и др. Указанные ингибиторы снижают коррозионную активность соляной кислоты от 7-8 (формалин) до 20 раз (катанин А).

ПАВ – интенсификаторы, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефть – нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшейся кислоты. В качестве интенсификаторов применяют некоторые ингибиторы, такие как кабанин А, катанин А, ОП – 10, ОП – 7 и др.

Объём рабочего раствора кислоты устанавливают в зависимости от толщины и физических свойств пласта, химического состава пород, диапазона изменения проницаемости и числа предыдущих обработок.

Где h – величина интервала перфорации, м;

g_уд – удельный расход кислоты, м 3 /т.

Для первичных обработок g_уд изменяется от 0,4 до 0,8 м 3 /т. При повторных обработках от 0,6 до 1,6 м 3 /т. Чем более проницаемый пласт, тем в большую сторону принимают удельный расход.

В соляно – кислотный раствор могут добавлять сульфаминовую и уксусную кислоты. Эти добавки полезны в случае, если карбонатный коллектор содержит большое количество кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также содержание карбонатов свыше 10%.

Эти кислоты замедляют процесс реакции и позволяют соляной кислоте глубже проникнуть в пласт. Кроме того их применяют для уменьшения осадкообразования продуктов реакции. Уксусная кислота способствует уменьшению осадкообразования соединений железа.

В случае терригенных пород с карбонатностью менее 10% используют смесь, состоящую из плавиковой и соляной кислот.

HCl – 10…15% - в массовых %;

HF – 3…5% - в массовых %.

Объём смеси при первичной обработке берут 0,3…0,4 м 3 на 1 м перфорированной толщины.

Для коллекторов – ангидритов используют соляную кислоту с добавлением от 6 до 10% азотнокислого натрия.

Различают следующие виды кислотных обработок:

1. Кислотные ванны.

2. Простые кислотные обработки.

3. Обработки под давлением.

6. Поинтервальные (ступенчатые).

7. Кислотоструйные (гидромониторные).

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений, а также для очистки фильтра, освобождения прихваченного пробкой оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ.

Кислотная ванна отличается от других видов соляно – кислотных обработок тем, что объём рабочего раствора, составляет не более объёма ствола в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. При этом раствор кислоты выдерживают в интервале обработки в течение 16-24 часов. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.

Простые кислотные обработки предназначены для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведётся с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Процесс соляно – кислотной обработки скважины заключается в следующем. В начале закачивают нефть или воду, затем при открытом кране на отводе затрубного пространства – расчётное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объём первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают кран на отводе затрубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Необходимо учитывать, чтобы уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавки её в пласт находился только в пределах интервала ствола, выбранного для обработки.

Важное условие успешности солянокислотных обработок – срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов и для различных условий различен.

Сроки выдержки кислоты на реагирование устанавливают опытным путём для каждого эксплуатационного объекта на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдержки его в пласте.

Кислотные обработки под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. При простых солянокислотных обработках кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, а плохо проницаемые пропластки остаются не охваченными обработкой. Кислотные обработки под давлением устраняют этот недостаток, обусловленный слоистой неоднородностью пласта. Этот вид обработки проводят с применением пакера.

При открытом кране на отводе затрубного пространства и не посаженом пакере в скважину закачивают кислоту в объёме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объёме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давление, вслед за кислотой прокачивают расчётный объём продавочной жидкости и закрывают кран на головке арматуры. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Многократные обработки заключаются в том, что призабойную зону скважины обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5-10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. Сущность этого вида обработок заключается в том, что в призабойную зону скважины вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. Чтобы получить пену к раствору кислоты добавляют ПАВ. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества перед обычной обработкой:

1. Кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатный материал, чем обычная кислота; это способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт, что приводит к увеличению проницаемости удалённых от скважины зон пласта и их приобщению к дренированию;

2. Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, чем обычная кислота; это позволяет увеличить охват воздействия всей продуктивной толщины пласта, что особенно важно при большой его толщине и низких пластовых давлениях;

3. Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; всё это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает её освоение.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки – последовательные обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных его продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно – направленным способом воздействуют на следующий интервал или пропласток и т. д., пока полностью не будут охвачены вся толщина пласта или все его пропластки.

Обработки, проводимые через гидромониторные насадки (сопла). В этом случае растворяющее действие активной кислоты и механическое разрушающее действие струи большого напора способствуют: очистке стенок скважины от плотных забойных песчаных пробок струями жидкости, направленными в пробку; интенсивному разрушению пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для последующего направленного ГРП.

При таких обработках необходимо обеспечивать максимально возможную для данного диаметра сопла скорость выходящей струи.

Термохимические обработки – обработки скважин горячей соляной кислотой, нагрев которой происходит за счёт теплового эффекта экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Такие обработки применяют для очистки призабойной зоны скважин от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки – комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени после термохимической) – обычная (простая) солянокислотная обработка.

Для проведения термокислотной обработки наполненный магнием реакционный наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают против обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней без всякого перерыва раствор соляной кислоты, регулируя скорость закачки в соответствии с расчётным режимом.

Скорость прокачки раствора соляной кислоты должна быть такой, чтобы в течении всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора.

Кислотная обработка скважин: технологии и оборудование

Кислотная обработка скважин – одна из технологий, применяющаяся при освоении скважин и их эксплуатации. Основной ее целью является очистка забоя для интенсификации притока пластового флюида. Различают несколько модификаций данной технологии, в зависимости от режима воздействия на пласт и геологических условий.

Назначение и принцип

Кислотная обработка применяется при бурении, эксплуатации и обслуживании объектов добычи нефти для решения следующих задач:

обработка призабойной зоны в период освоения скважины (для притока пластового флюида после окончания ее строительства);
интенсификация (повышение дебита);
очистка фильтра и забоя от загрязнений, скапливающихся в процессе эксплуатации, после закачки воды или ремонта скважины;
устранение отложений в обсадных колоннах и другом подземном оборудовании.

Кислоты, закачиваемые в скважину, растворяют кальцийсодержащие породы (известняк, доломит и другие), а также частицы цементирующих составов, которые остаются на забое после цементирования затрубного пространства.

Типы обработки

В практике эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти выделяют следующие виды кислотной обработки:

матричная (закачка реагента под давлением, значение которого меньше гидроразрыва пласта);
кислотные ванны внутрипластовые (простая обработка);
под большим давлением (кислотный гидроразрыв, при этом происходит трещинообразование);
поинтервальное воздействие;
термокислотная обработка.

Последний вид технологии применяется в тех ситуациях, когда поры коллектора в призабойной зоне забиты отложениями парафина, смолами и высокомолекулярными углеводородами.

Кислотные ванны скважин в основном проводят в следующих случаях:

первичное освоение (ввод скважин в эксплуатацию);
очистка необсаженных фильтров;
очистка фильтра, перекрытого обсадными трубами, от кислоторастворимых материалов.

Виды реагентов

Базовыми веществами, применяемыми при кислотной обработке скважин, служат соляная HCl и плавиковая HF кислоты, а также их смесь (глинокислота). Реже используют другие кислоты:

уксусная;
сульфаминовая;
муравьиная;
серная;
смеси органических кислот.

Если геологическая формация находится в условиях высокой температуры, то в пласт закачивают уксусную или муравьиную кислоту. Применение сульфаминовой кислоты обосновано в тех случаях, когда коллекторы состоят из сульфат- и железосодержащих карбонатных пород, так как их реагирование с соляной кислотой приводит к выпадению гипса или безводного сернокислого кальция.

Рабочий раствор реагента приготавливают на промысловых кислотных базах и перевозят в авто- или железнодорожных цистернах, окрашенных внутри стойкой эмалью, с резиновым или эбонитовым покрытием.

Кислотная обработка проводится не только в нефтяных скважинах, но и в водонагнетательных (для поддержания пластового давления), а также в артезианских. Работа в абиссинских колодцах, на малой глубине, может проводиться желонкой для чистки скважин.

Основные параметры

На выбор состава реагента влияют следующие факторы:

Трещиноватость породы. При высоком значении этого показателя целесообразно применение загущенных кислот и пен. Это способствует повышению охвата пласта. Для загущения в кислоту вводят карбокилметилцеллюлозу (КМЦ).
Загрязненность забоя скважины минеральными взвесями и низкая проницаемость пористого коллектора. В этом случае для улучшения проникновения реагента предпочтительнее газированные кислоты, у которых снижено поверхностное натяжение на границе с горной породой. Для аэрации жидкости используют воздух, азот, углекислый газ.
Минеральный состав пород. Пласты, состоящие из песка, песчаников и алевролитов, обрабатывают глинокислотой.
Температура на забое. Так, применение сульфаминовой кислоты ограничено тем, что при нагреве до 80 °С она разлагается водой на 43%. При температуре свыше 115 °С на забое закачивают концентрированную соляную кислоту.

Необходимый объем кислоты рассчитывается по формуле и зависит от следующих факторов:

толщина интервала пласта, подвергающегося кислотному воздействию;
пористость пород;
глубина обработки;
радиус скважины.

Максимальное давление закачки определяется следующими критериями:

цели и метод обработки;
прочность эксплуатационной колонны;
толщина перемычки между рабочим и соседним интервалом пласта.

Продолжительность выдержки кислоты определяется опытным путем – с помощью замера ее концентрации в растворе, вытесненном на устье скважины через насосно-компрессорные трубы. Среднее значение этого параметра находится в пределах 16-24 ч.

Добавки

В чистом виде кислоты используются редко. В качестве присадок к ним в нефтедобывающей промышленности применяют следующие вещества:

ингибиторы коррозии – для предупреждения разрушения обсадных, насосно-компрессорных труб и другого оборудования;
комплексообразующие соединения, которые предотвращают образование геля или гидроксида железа, забивающих поры коллектора;
азотнокислый калий для обработки ангидритов (сульфатов);
стабилизаторы для сохранения в растворенном состоянии продуктов реакции;
лимонная или уксусная кислота для обработки железосодержащих карбонатных пород;
поверхностно-активные вещества, или интенсификаторы (ОП-10, ОП-7 и другие) для улучшения смачиваемости пород и облегчения удаления продуктов реакции с забоя.

Соляная кислота

При кислотной обработке скважин с использованием HCl ее оптимальная концентрация составляет 10-16%. Более насыщенные растворы не применяют по следующим причинам:

снижение скорости растворения;
увеличение коррозионной активности;
рост эмульгирующей способности;
повышение выпадения в осадок солей при смешивании с минерализованной пластовой водой.

При обработке сульфатсодержащих пород в состав рабочей жидкости вводят присадки из поваренной соли, сульфатов калия или магния, хлористого кальция. Последнее вещество также служит в качестве замедлителя нейтрализации кислоты при повышенных температурах на забое скважины.

Плавиковая кислота

Плавиковая кислота относится к сильнодействующим и применяется для растворения следующих материалов:

силикатные соединения в пластах терригенного характера;
глинистый или цементный раствор, поглощенный при бурении или ремонте скважины;
цементная корка на забое.

В качестве заменителя этого реагента используют также фторид-бифторид аммония, расход которого в 1,5 раза меньше.

Простая солянокислотная обработка

Простые обработки производятся с помощью одной насосной установки. Перед закачкой кислоты проводят промывку скважины водой для предварительного удаления частиц шлама и других загрязнений. Если на забое и в насосно-компрессорных трубах (НКТ) имеются отложения парафина или смол, то в качестве промывочной жидкости используют органические растворители – керосин, сжиженную пропан-бутановую фракцию и другие. Обработку на истощенных месторождениях можно производить с помощью желонки для чистки скважины.

Предварительные мероприятия включают также следующие операции:

монтирование агрегата для подземного ремонта у устья скважины;
извлечение скважинного оборудования (для эксплуатирующихся скважин);
спуск НКТ к нижним перфорационным отверстиям обрабатываемого интервала:
оборудование устья скважины арматурой для обвязки труб и обратного клапана;
обвязка насосной установки с НКТ, кислотовозом, автоцистернами с продавочной жидкостью;
гидроиспытание нагнетательных трубопроводов под давлением, в 1,5 раза превосходящим рабочее.

Далее в скважину закачивают кислоту в объеме, равном полости НКТ, после чего закрывают затрубную задвижку. Затем нагнетают остаток реагента и продавочную жидкость. В качестве последней на эксплуатационных скважинах используют сырую дегазированную нефть. Как выглядит процесс кислотной обработки, можно узнать из рисунка ниже.

После закачки полного объема закрывают буферную задвижку, отсоединяют насос и другое оборудование. Кислота остается в скважине в течение необходимого времени для растворения, после чего насосом извлекают продукты химической реакции путем обратной промывки.

Поинтервальная технология

При вскрытии нефтегазоносного пласта, имеющего слои с разной проницаемостью, простая кислотная обработка скважин приводит к тому, что она воздействует только на самую проницаемую прослойку. В таких случаях целесообразно применение поинтервальной технологии.

Для изолирования каждого слоя в скважину устанавливают 2 пакера. Перетекание раствора кислоты по затрубному пространству предотвращается при помощи его цементирования. После обработки выделенного участка пласта переходят к следующему.

Кислотный гидроразрыв и термокислотное воздействие

Кислотная обработка скважин под высоким давлением проводится при эксплуатации и освоении пластов с неоднородной проницаемостью. Простые кислотные ванны в таких случаях неэффективны, потому что кислота «уходит» в хорошо проницаемые слои, а другие участки остаются неохваченными.

Перед закачкой реагента делают изоляцию прослоек с высокой проницаемостью при помощи пакеров (аналогично предыдущей технологии). Подготовительные мероприятия проводят по схеме простой кислотной обработки скважин. Обсадную колонну защищают установкой пакера с якорем на НКТ.

В качестве рабочего реагента используют эмульсию, приготовленную из раствора соляной кислоты и нефти. Как выглядит компоновка агрегата "Азинмаш-30А" для нагнетания кислоты в пласт, показано на рисунке ниже.

Данный агрегат снабжен трехплунжерными горизонтальными насосами высокого давления. Иногда для проведения обработки используется 2 насосные установки. В нефтяной промышленности выпускают и другие агрегаты – УНЦ-125х35К, АНЦ-32/50, СИН-32, изготавливаемые на шасси КрАЗ или УРАЛ. Типичная компоновка установок включает колесное шасси повышенной проходимости, монтажную платформу, на которой устанавливается основное технологическое оборудование, высоконапорные насосы, цистерну для транспортировки и подачи реагента, кислотоустойчивый манифольд, состоящий из напорного и приемного трубопроводов.

При термокислотном воздействии в скважину спускают реакционные наконечники. Их внутренняя полость заполнена магнием в виде стружки или гранул, а наружная поверхность имеет перфорированные отверстия. При воздействии кислоты на магний выделяется большое количество тепловой энергии.

Защита оборудования от коррозии

Реагенты, применяемые при кислотной обработке скважин, являются коррозионно-активными средами по отношению к металлам. Скорость коррозии деталей, изготовленных из стали Ст3 при температуре 20 °С и концентрации HCl 10%, составляет 7 г/(м 2 ∙ч), а для смеси 10% HCl и 5% HF – 43 г/(м 2 ∙ч). Поэтому для защиты металла оборудования используют ингибиторы:

формалин;
катапин;
уротропин;
ингибитор И-1-А;
уникол и другие.

Техника безопасности при кислотных обработках скважин

При проведении кислотного воздействия на пласт используются токсичные и огнеопасные вещества. В случае их утечки или разлива может быть нанесен большой урон окружающей среде.

Предварительно разрабатывается план проведения кислотной обработки, который утверждается главным инженером НГДУ. Работы производятся по наряду-допуску и технологическому регламенту. В качестве мер безопасности применяются следующие:

Остатки химреагентов и промывочных жидкостей собирают в специальные емкости для последующей утилизации.
Контроль концентрации паров кислоты производится с помощью газоанализатора.
Насосную технику и цистерны устанавливают на расстоянии не меньше 10 м от устья скважины, кабины автомобилей располагают в обратную сторону.
Во время нагнетания кислот возле агрегатов остаются только те работники, деятельность которых непосредственно связана с обслуживанием техники; все остальные лица удаляются на безопасное расстояние.
Запрещается проведение работ при сильном ветре, тумане и в темное время суток.
До сброса давления в системе не производят ремонтно-монтажные работы на трубопроводах и технологическом оборудовании.
Для защиты от влияния кислот используют средства индивидуальной защиты – специальную одежду (резиновые фартуки, сапоги), резиновые перчатки, очки, маски, противогазы.

На промысле также должен быть аварийный запас спецодежды и химических веществ для нейтрализации кислот (известь, мел, хлорамин и другие). Весь рабочий и инженерный персонал обязан проходить периодическое обучение и аттестацию на знание правил техники безопасности согласно графику, утвержденному руководителем предприятия.

Соляно - кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок:
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.
При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:
Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.
Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.
Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.

После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.

Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)

Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности 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.

ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

- в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе

-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,

- подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

-промывку пеной или раствором ПАВ;

- гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

- циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

- многоцикловую очистку с применением пенных систем;

- воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

- ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

- воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

- для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);

- для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.

Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.

При первичной обработке используют 0,3 - 0,4 м 3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Нефть, Газ и Энергетика

В настоящем регламенте приведена технология приготовления и закачки растворов кислот для обработки призабойной зоны скважины. Инструкция включает сведения о физико-химических свойствах кислот и добавок к ним, приготовлении рабочих растворов, закачке растворов в пласт, применяемых технических средств, влиянии реагентов на организм человека и окружающую среду и мер безопасности при работе с ними.

1. Общие положения.

1.1. Настоящий регламент определяет технологическую схему, порядок подготовки и последовательности проведения работ по приготовлению растворов кислот, концентрацию и рецептуры необходимых реагентов, транспортировку и закачку в скважину для обработки призабойных зон пласта, влияние на окружающую среду, меры безопасного ведения работ.

1.2. Срок действия временной инструкции установлен до времени начала действия регламентирующего документа на данный вид работ.

1.3. Проведение кислотных обработок должно быть обязательно при освоении скважин после бурения, при подготовке скважин к проведению работ по программе ИДН.

2. Технические средства, необходимые для осуществления работ.

2.1. Для проведения работ по приготовлению и закачке кислот необходимо следующее оборудование:

2.1.1. Насосный агрегат типа ЦА-320 в случае отсутствия кислотника.

2.1.2. Кислотный агрегат АзИНМАШ-30А.

2.1.3. Автоцистерна типа АЦН для подвоза технической воды.

2.1.4. Осреднительная емкость.

3. Реагенты, применяемые для приготовления

кислотных растворов, условия хранения, влияние на организм человека.

3.1. Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. Соляная кислота ( HCl ) - раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары соляной кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров соляной кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает ожоги и раздражение.

3.2. Плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см 3 . Транспортировать и хранить плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре.

Плавиковая кислота - раствор фтористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары плавиковой кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров плавиковой кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает долго незаживающие ожоги.

3.3. Бифторид фторид аммония (БФА) (NH₄F*HF+NH₄F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см 3 . Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех- пятислойные бумажные мешки, массой не более 36 кг. БФА хранят в крытых складских помещениях, предохраняя от попадания влаги. Продукт токсичен. При концентрации в воздухе выше предельно-допустимой нормы (0,2 мг/м 3 ) может вызывать нарушение деятельности центральной нервной системы , заболевания костных тканей, глаз кожных покровов.

3.4. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), обычно используются дисолван, сульфонол, превоцелл, прогалит. Сульфонол поставляется в двойных крафт-мешках, а остальные ПАВ перевозятся и хранятся в стальных бочках. Жидкие ПАВ (дисолван, превоцелл) растворены в этиловом спирте, поэтому являются токсичными легковоспламеняющимися веществами.

3.6. Бензолсульфокислота (БСК) (C₆H₆=SO₃H), с 92 % содержанием активной монобензолсульфокислоты. Плотность реагента - 1,3 г/см 3 . БСК - кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках в количестве 115 кг, что соответствует 105 кг активной БСК. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки, кожные покровы.

3.8. Все перечисленные выше вещества должны храниться в хорошо вентилируемых закрытых помещениях.

4. Приготовление растворов кислот.

4.1. Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

4.1.2. В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая вода в объеме из расчета долива концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации.

4.1.3. Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотника с водой.

4.1.4. Если вместо соляной кислоты используется бензолсульфокислота, то в кислотник с определенным количеством чистой технической воды насыпается расчетное количество измельченной кристаллической бензолсульфокислоты и хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата.

4.1.5. При приготовлении глинокислоты в раствор соляной кислоты наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается измельченный бифторид аммония, все хорошо перемешивается насосом кислотника.

4.1.6. В приготовленный раствор кислоты заливается требуемое количество ПАВ и уксусной кислоты.

4.2.1. Рецептура подбирается согласно геолого-технических данных по скважине, плану-заказу. Составляется специальный план на кислотную обработку.

4.3. Приготовленный раствор транспортируется на скважину в кислотном агрегате, из которого собственным насосом раствор кислоты закачивается в пласт.

5. Закачка растворов кислот в скважину

5.1. Работы по нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

5.2. При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.

5.3. Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

5.4. При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

5.5. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

5.6. Перед закачкой кислоты в пласт закачать буфер-1- 1% водный раствор ПАВ в объеме равным 0.5м 3 на метр вскрытой эффективной мощности.

5.7. Закачка раствора кислоты производится на минимальной скорости. При этом происходит одновременное растворение карбонатного и глинистого цементов в пласте. Время реакции в пласте ограничивается 6-8 минутами т.к. после основной реакции может продолжаться реакция с продуктами реакции которые образуют водонерастворимые продукты, блокирующие продуктивную зону пласта. Эти продукты прокачиваются за пределы критической зоны пласта (1.5-2.5м) буфером-2.

5.9. На проведение кислотных обработок составляются акты по определенным формам.

5.10. Обработка коллекторов растворами только соляной кислоты не рекомендуется, опыт работ показал , что они не производят должного эффекта.

5. Меры безопасности при приготовлении растворов

и проведении кислотных обработок скважин, охрана окружающей среды.

5.1. Приготовление растворов и обработка скважин ядовитыми веществами должны производиться в соответствии с данной инструкцией и разработанными ведомственными инструкциями.

5.2. Работы по приготовлению рабочих растворов кислот рекомендуется производить в закрытых емкостях с использованием грузоподъемных механизмов, стоя с наветренной стороны, группой рабочих не менее 2-х человек.

5.3. Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках.

5.4. На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас).

5.5. При попадании кислот на кожу или в глаза необходимо хорошо промыть пораженные участки содовым раствором, затем большим количеством воды, при необходимости обратиться к врачу.

5.6. Не допускать разлива химреагентов, попадания сыпучих ядовитых веществ на рельеф.

5.7. После закачки рабочих растворов кислот трубы, оборудование, бочки необходимо хорошо промыть водой, остатки слить в специальную емкость, нейтрализовать известью и вывезти в отведенное место, бочки также вывезти в отв

Читайте также: