Обработка ПЗП на Манчарском месторождении. Курсовая v 2.0. Изм. Лист докум. Подпись Дата
 Скачать 0.93 Mb.
|
|
SiF4 + HF = H2SiF6 (1.2) Далее гексафторид кремния SiF6 2- взаимодействует с водой по уравнению (1.3), при этом образуется коллоидный гидроксид кремния, который в нейтральной среде выпадает в осадок в виде студенистого геля. SiF6 2- + 4H2O = Si(OH)4↓ + 4HF + 2F (1.3) Плавиковая кислота также растворяет алюмосиликаты – полевые шпаты и глинистые минералы. Характер поведения алюмосиликатов при взаимодействии с водными растворами сильных кислот в значительной мере определяется отношением 17 кремния к алюминию в кислотных тетраэдрах. Алюмосиликаты с отношением Si/Al1,5 при кислотном воздействии образуют осадок водного кристаллического кремнезема. При этом, чем ниже отношение Si/Al, тем более кислотоустойчивы алюмосиликаты. Наиболее распространенные кольматирующие осадки, которые могут образоваться на стадии реакций минералов терригенного коллектора с фтористоводородной кислотой, – это фториды кальция и алюминия CaF2, AlF3, а также фторосиликаты и фторалюминаты калия и натрия (K2SiF6, Na2SiF6, K3AlF6, Na3AlF6). Фторид кальция обычно образуется в результате реакции кальцита с HF по уравнению (1.4), также он может образовываться при взаимодействии кислоты с пластовой водой, содержащей ионы кальция. CaCO3 + 2HF = CaF2↓ + CO2↑ + H2O (1.4) При высоком содержании карбонатов (3-15%) требуется предварительная промывка соляной кислотой, а при карбонатности коллектора свыше 15% использование плавиковой кислоты недопустимо. Формирование осадка фторида алюминия обусловлено высокой степенью сродства алюминия к фтору и наблюдается при взаимодействии фтористоводородной кислоты с алюминий содержащими минералами. При разработке карбонатных коллекторов используется соляная кислота. Так как карбонатный коллектор в основном состоит из кальцита, доломита, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 28 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ сидерита, то есть солей угольной кислоты, то при взаимодействии с соляной кислотой образуется углекислый газ (СО2). Он оказывает положительное влияние на эффективность разработки, так как обладает хорошими нефтевытесняющими свойствами. Под воздействием соляно-кислотной обработки (СКО) и ее модификаций в ПЗС с карбонатными коллекторами образуются каверны, каналы растворения, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а, следовательно, и производительность добывающих скважин, и приемистость нагнетательных. СаСОз + 2НС1 = СаС1 2 + Н 2 О + СО 2 ; (1.5) СаМg (СО 3 ) 2 + 4НС1 = СаС1 2 + МgС1 2 + 2Н 2 О + 2СО 2 . (1.6) Полученные в результате реакции хлористые кальций (СаС1 2 ) и магний (МgС1 2 ) хорошо растворяются в воде и легко удаляются из призабойной зоны вместе с продукцией скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увеличиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. СКО в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности , на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт. Следует учитывать, что при температуре выше 20 0 С основная масса известняка растворяется в течении 20-30 минут. С учетом этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубоко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или предварительно охлаждать ПЗП, применять различные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 29 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Скорость растворения пород в кислоте значительно замедляется с повышением давления. С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа: Fe (ОH) 3 + 3НС1 = FeС1 3 + 3Н 2 О. 2.4 Технологии проведения соляно-кислотной обработки Процесс соляно-кислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком (если пластовое давление низкое). а-спуск насосно-компрессорынх труб; б-закачка раствора кислоты; в-закачка воды; г-прямая промывка 1-вода; 2-кислота; 3-продавочная жидкость. Рисунок 2.5 Схема обработки скважины соляной кислотой Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 30 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировав кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины. Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт. Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины. Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью. При низких давлениях в скважинах не всегда удается установить циркуляцию при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в скважину прокачивают с максимально возможной скоростью от 10 до 20 м3 нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве при помощи эхолота или других приборов (например, газовых счетчиков). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 31 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Установив, что уровень в скважине перестал подниматься, не прерывая процесса, в скважину вслед за нефтью на той же скорости нагнетают весь рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб. Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола скважины. После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию. Технология проведения соляно-кислотных обработок неодинакова и может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт насосом или самотеком, как описано выше. 2.5 Реагенты, добавляемые в рабочий раствор соляной кислоты и их назначения Для приготовления рабочего раствора концентрацией 12-16% в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту концентрацией 27,5% и 31% . 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. 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. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 32 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ 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. 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 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 33 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза. 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 2 SO 4 + BaCl 2 = BaSO 4 + 2HCl 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. 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. 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. 2.6 Применяемое оборудование для кислотных обработок При проведении работ по кислотным обработкам при забойной зоны Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 34 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ пласта необходимо использовать серийно выпускаемое оборудование и агрегаты. Как концентрированные кислоты, так и их растворы транспортируются в автоцистернах, гуммированных соответствующими материалами (автоцистерна 4ЦР или 3ЦР емкость 9,15 м3; ЦР-20 емкость 17 м3). Установка насосная для кислотной обработки скважин СИН-32 предназначена для транспортирования нагнетания ингибированных растворов соляной кислоты с концентрацией до 35%, глинокислот (содержание HF до 5%, HCI до 24%), а также растворов щелочей и солевых растворов. Внутреннее химостойкое покрытие емкости увеличивает прочность и обеспечивают долговременную защиту от воздействия кислот, а также позволяет проводить промывку горячей водой или паром. Емкость работает в диапазоне температур от минус 40°С до плюс 60 °С. Рисунок 2.6 Установка насосная для кислотных обработок скважин СИН-32 Оптимальное расположение агрегатов управления, сниженный вес элементов манифольда, дублирование приборов, все это облегчает работу обслуживающего персонала и повышает эксплуатационные качества установки. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 35 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ Рисунок 2.7 Схема расположения оборудования при закачке растворов кислот в скважину При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320 (Рисунок 1.5) в качестве подпорного насоса, подающего жидкости на прием кислотного агрегата. Кроме того, агрегат ЦА-320 со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие. Рисунок 2.8 Агрегат ЦА-320 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 36 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ В случае закачки ингибированной кислоты допустимо использование агрегата ЦА-320. Во избежание разрушения узлов агрегата от кислотной коррозии, необходимо после завершения работы всю гидравлическую часть агрегатов промывать чистой водой, а в последних порциях с добавкой тринатрийфосфата с концентрацией 0,5%. 2.7 Расчет процесса кислотной обработки Исходные данные: Толщина карбонатного продуктивного пласта h=21,1м. Норма расхода кислотного раствора V p = 0,6м 3 Норма добавки 100 % уксусной кислоты B U =3% Объемная доля товарной уксусной кислоты C U =80% Объемная доля чистого ингибитора в растворе В I =0,25% Объемная доля товарного ингибитора C U =100% Норма добавки чистого интенсификатора В IN =0,3% Объемная доля товарной кислоты Х к =27,5% Объемная доля кислотного раствора Х Р =15% Рассчитываем необходимый объем кислотного раствора по формуле V p = V p ∙ h (2.1) где h-обрабатываемый раствором интервала продуктивного пласта, м; V p -норма расхода кислотного раствора, м 3 /м. V p = 0,6 ∙ 21,1 = 12,66 м 3 Объем товарной кислоты определяют по формуле Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 37 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ V к = V p Х p (5,09Х p +999) X к (5,09X к +999) (2.2) где Х р , Х к – соответственно объемные доли (концентрации) кислотного раствора и товарной кислоты, % В качестве добавок к кислотному раствору используют химические реагенты стабилизаторы окисных и закисных соединений железы, ингибиторы коррозии и интенсификаторы (ПАВ). V к = 12,66 ∙ 15 ∙ (5,09 ∙ 15 + 999) 27,5(5,09 ∙ 27,5 + 999) = 204208,9 31321,8 = 6,5 м 3 В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем (м 3 ) которой рассчитывают по формуле V ук = B u V p C u (2.3) где B u – норма добавки 100%-ной уксусной кислоты (B u =1%); C u - объемная доля товарной уксусной кислоты (C u =80%) V u = 3∙12,66 80 = 0,47 м 3 Объем ингибитора (м 3 ) рассчитывается по формуле V u = b u V p C u , (2.4) где b и -норма добавки ингибитора, %. В качестве ингибитора используем реагент В-2, норма добавки данного ингибитора b u =0,25%. С u -объемная доля товарного ингибитора, %(С u =100%) V и = 0,25 ∙ 12,66 100 = 0,03 м 3 Рассчитываем необходимый объем интенсификатора (м 3 ) по формуле Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 38 ВКР. 21.02.01 ЭС1-14. 000.000 ПЗ V ин B IN V p 100 , (2.5) где, B IN -норма добавки интенсификатора, для ингибитора А B IN =0,3%. V ин = 0,3 ∙ 12,66 100 = 0,037 м 3 Рассчитываем объем воды (м 3 ) для приготовления кислотного раствора по формуле 𝑉 в = 𝑉 р − 𝑉 к − (𝑉 ук + 𝑉 и + 𝑉 ин ), (2.6) 𝑉 в = 12,66 − 6,5 − (0,47 + 0,03 + 0,37) = 5,29 м 3 Порядок приготовления кислотного раствора, следующий: Наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора V и , уксусной кислоты V ук , а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Затем добавляют интенсификатор V ин Полученный раствор закачивают в скважину и оставляют для реакции на 16-24 ч. 2.8 Мероприятия по повышению технологической эффективности кислотных обработок В связи с высокой обводненностью продукции скважин, на Манчаровском месторождении, эффективность простых соляно-кислотных обработок падает, поэтому предлагается комбинированная обработка призабойной зоны на обводнённых скважинах. Таким видом комбинированного ОПЗ является метод гивпано- кислотные обработки обводненных скважин. |