Соляно-кислотные обработки скважин. Диплом Праведный. Дебит скважины зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его пзп), которая всегда меняется в процессе эксплуатации скважины

• Название: Дебит скважины зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его пзп), которая всегда меняется в процессе эксплуатации скважины
• Анкор: Соляно-кислотные обработки скважин
• Дата: 15.11.2022
• Размер: 440.13 Kb.
• Имя файла: Диплом Праведный .docx
• Тип: Документы; #789992
• страница: 3 из 6

2.3 Геологические условия применения СКО

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-процентным водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатываю 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% 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:

1. 
   для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ;
   
2. 
   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 ⁰С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсией со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1-процентной 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 таблицы 2.1.
Таблица 2.1. - Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта - коллектора и количества обработок

Количество обработок	Объем кислоты, м3 (из расчета 15-процентной концентрации на 1 м вскрытой толщины пласта)
	Тип коллектора
	Поровый		Трещинный
	Малопроницаемый	Высокопроницаемый
Одна	0,4 - 0,6	0,6 - 1,0	0,6 - 0,8
Две и более	0,6 - 1,6	1,0 - 1,5	1,0 - 1,5

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10%, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (10 - 12% масс.) и плавиковой (3 - 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условий предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м³ раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

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

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

Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 ⁰С - 2 ч, от 30 до 60 ⁰С - от 1
до 1,5 ч.

При температурах свыше 60 ⁰С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано в зависимости от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 ⁰С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов.

Концентрации и объем раствора соляной кислоты планируют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики (мощности пласта, дебита, проницаемости и т.д.). Наименьшие объемы кислоты
(0,4 - 1,0 м³ обрабатываемого интервала пласта) и наиболее высокую концентрацию раствора (15 - 16%) применяют для малопроницаемых карбонатных пород при малых дебитах скважин.

Для высокодебитных скважин и пород относительно высокой проницаемости необходимо планировать 1,0 - 1,5 м³ раствора соляной кислоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

Для скважин, эксплуатирующих песчаные коллекторы, первичные обработки соляной кислотой проводят малыми объемами кислоты
(0,4 - 0,6 м³ на 1 м мощности) при концентрации 8 - 10%. При последующих обработках объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками. Это делается для того, чтобы расширить область обработки соляной кислотой, вводя ее в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния.

Соляная кислота с добавкой плавиковой кислоты применяется для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, содержащие глинистый цемент. Смесь соляной кислоты с плавиковой (фтористоводородной) кислотой называют грязевой или глинокислотой. Такое название получила эта смесь потому, что при взаимодействии плавиковой кислоты с породой последняя растворяет глинистые фракции и частично кварцевый песок. Плавиковую кислоту добавляют в 10 - 12%-ный раствор соляной кислоты в количестве 1,0 - 9,0% от объема солянокислотного раствора.

Продавка и промывка проводятся 2% растворами ПАВ, пенообразователей или гидрофобизатора. Концентрации соляной и грязевой кислот 6 - 12%, что достигается разбавлением товарных форм кислот водой.
2.4 Подготовка скважин для проведения СКО
Соляно - кислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующих карбонатные, трещинно - поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и потенциального коэффициентов продуктивности.

Для проведения соляно - кислотной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

1. проницаемость вскрытых пластов - 300 - 600 м/Д и выше;

2. приемистость скважины более 500 м³/сут и со временем снижения до 100 м³/сут и ниже;

3. скважина должна изливать;

4. устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными.

Кислотные обработки пласта проводятся в технически исправных скважинах, не имеющих нарушений герметичности эксплуатационных колон и насосно - компрессорных труб.

Перед проведением обработки скважина должна быть промыта по схеме прямой циркуляции нефтью, конденсатом или другой жидкости, не наносящей ущерба коллекторским свойствам пласта, до поступления с забоя чистой жидкости.

По окончании промывки производится испытания скважины на приемистость путем закачки в пласт нефти или другой жидкости, на 2 - 3 режимах до стабилизации давления.

При наличии АСПО в НКТ, после промывки скважины нефтью (конденсатом), необходимо удалить отложение путем закачки и выдержки в НКТ и в зоне фильтра 2 - 3 часов органических растворителей.