Кислотная обработка. кислотная обработка. Кислотная обработка скважин

• Название: Кислотная обработка скважин
• Анкор: Кислотная обработка
• Дата: 09.06.2022
• Размер: 0.65 Mb.
• Имя файла: кислотная обработка.docx
• Тип: Реферат; #580507

Реферат

По дисциплине «»

Тема: «Кислотная обработка скважин»

Выполнил: Проверил:

Студент 3-ИНГТ-1. Ст. преподаватель.

№ зачетной книжки:

подпись оценка, подпись

«»2022г. «»2022г.

Самара, 2022г

Содержание

Введение 3

1. Кислотная обработка 4

2. Кислотная обработка карбонатных коллекторов 5

3. Кислотная обработка терригенных коллекторов 6

4. Обработок призабойной зоны соляной кислоты 7

4.1. Кислотные ванны 7

4.2. Простые кислотные обработки 8

8

4.3. Кислотная обработка под высоким давлением 8

4.4. Термокислотные обработки 9

4.5. Поинтервальная кислотная обработка 10

4.6. Обработка кислотными эмульсиями 10

5. Химические реагенты и их назначение 11

6. Базовые кислотные составы 12

6.1. Соляно-кислотный раствор 12

6.2. Глино-кислотный раствор 13

6.3. Нефтекислотная эмульсия 14

7. Технология реагентно-волновой термобарохимической обработки призабойной зоны пластов 15

7.1. Технологические операции обработки скважин по технологии РВ-ТБХО 17

Заключение 20

Список используемой литературы. 20

Введение

Дебит скважины во многом зависит от проницаемости продуктивного пласта, главным образом его призабойной зоны, которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в призабойной зоне приобретают особое значение.

В настоящее время значительная часть нефтяных месторождений в основных нефтедобывающих регионах Российской Федерации находится на завершающих стадиях разработки, в связи с этим происходит снижение объемов добычи нефти и увеличение обводненности продукции скважин. Возникает необходимость вовлечения в разработку нефтенасыщенных интервалов пластов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, эксплуатация которых осложняется низкой проницаемостью, неоднородностью коллекторских свойств и резким ростом обводненности продукции.

Именно поэтому для улучшения характеристик призабойной зоны пласта применяется кислотная обработка.

Существует множество технологических вариантов проведения кислотной обработки: начиная от небольших кислотных ванн и до объемных кислотных обработок с использованием потокоотклоняющих технологий. Современные кислотные композиции, кроме собственно соляной или глино-кислоты, содержат целый ряд компонентов, в том числе добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции.

1. Кислотная обработка

Кислотная обработка скважин – один из видов интенсификации добычи скважин, при котором кислота закачивается в пласт под давлением ниже давления разрыва пласта, в целях увеличения проницаемости породы, либо обработки и очистки от загрязнений призабойной зоны скважины. Улучшение продуктивности скважины достигается за счет растворения кислотным составом породы. В зависимости от типа коллектора (карбонатный или терригенный), проводят соляно-кислотную или глино-кислотную обработку соответственно.

Немаловажным требованием является также добавление в кислотные растворы специальных химических добавок, влияющих на успешность кислотной обработки – ингибиторы коррозии, диспергаторы, деэмульгаторы, стабилизатор железа и т.д. В определенных случаях, при кислотной обработке, применяется и колтюбинговое оборудование со специальными насадками на КНБК, увеличивающие качество выполняемых геолого-технических мероприятий. 


График 1.1. – Зависимость дебета и устьевого давления в скважине от времени после обработки.

2. Кислотная обработка карбонатных коллекторов

Для воздействия на ПЗП в карбонатных коллекторах применяют химические методы, которые отличаются большим разнообразием, чем методы воздействия на терригенные коллекторы. В основном это различные модификации кислотных обработок.

Наиболее часто применяемыми являются следующие кислотные обработки призабойной зоны пласта: солянокислотные; термокислотные с использованием гранулированного или стержневого магния; пенокислотные; нефтекислотные с использованием нефтекислотных эмульсий; направленные солянокислотные обработки; циклические, направленные солянокислотные обработки [1].

Основными причинами снижения эффективности применяемых технологий интенсификации добычи нефти являются:

1. 
   поглощение рабочих растворов высокопроницаемыми или уже обработанными интервалами пласта;
   
2. 
   быстрый прорыв воды к забою скважины по высокопроницаемым интервалам пласта после обработки ПЗП;
   
3. 
   неполное удаление продуктов химических реакций из ПЗП после проведения обработки.
   

3. Кислотная обработка терригенных коллекторов

Кислота в терригенных коллекторах, в карбонатных и трещиноватых, не формирует отдельные каналы, которые проникают в пласт на различную глубину, а кислота проникает равномерно и контур её проникновения близок к кругу. В зависимости от проницаемости и пористости прослоев контур проникновения имеет разный радиус [2].

Особенность заключается в том, что кислота и неограниченная масса карбонатного вещества взаимодействуют между собой по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных породах карбонаты составляют всего несколько процентов от общего объема породы.

Основные реакции, протекающие при кислотных обработках терригенных коллекторов [2]:

Реакция с кварцем
SiO₂+ 4HF = 2H₂O + SiF₄
3SiF₄ + 4H₂O = Si(OH)₄+ 2H₂SiF₆
Реакция с алюмосиликатами
H₄AL₂Si₂O₉ + 14HF = 2ALF₃ + 2SiF₄ + 9H₂O H₂SiF₆ и ALF₃ остаются в растворе

Смесь НСl и HF называется глино-кислотой. Эта смесь предназначена для растворения глинистого материала и для удаления карбонатных цементирующих веществ.

4. Обработок призабойной зоны соляной кислоты

Метод обработки соляной кислотой является наиболее простым методом обработки призабойной зоны скважины и нашел наиболее широкое распространение. Сущность этого метода обработки заключается в закачке кислотного растворов призабойной зоны скважины. Реакция кислотного раствора с некоторыми присутствующими в породах веществами, такими как известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества, и с некоторым типом загрязненных отложений, почвы в призабойной зоны скважины будет очищать эту зону или образовывать и расширять поры, трещины, что приводит к повышению проницаемости породы [2].

При обработке соляной кислотой происходят следующие реакции:

2HCl + CaCO₃ = CaCl₂+ Н₂О + СО₂ - воздействие на известняк;

4HCl + CaМg(CO₃)₂ = CaCl₂ + МgCl₂ + 2Н₂О + 2СО₂ - воздействие на доломит;

Образованные продукты CaCl₂ и МgCl₂ хорошо растворяются в воде, а СО₂ легко удаляется из скважины, или растворяется в воде при пластовом давлении (свыше 7,6 МПа).

Обработка скважин соляной кислотой разделяется на несколько видов:

  кислотные ванны;

  простые кислотные обработки;

  обработка под высоким давлением призабойной зоны скважины;

  термокислотные обработки;

  поинтервальная (ступенчатая) солянокислотная обработка;

4.1. Кислотные ванны

Кислотные ванны являются простой формой СКО, применяются для очистки поверхности забоя от загрязняющих веществ, таких как глины, остатки цементной и глинистой корки, густые смолы, парафин и продукты коррозии металла и т.п. в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении. В отличие от других методов обработки, при кислотной ванне кислотный раствор закачивается в забойную зону, и не закачивается в нижнюю части ПЗС. Объём кислотного раствора равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала. Раствор закачивается через башмак НКТ, который спускается до забоя скважин или подошвы пласта. Применяется исходная концентрация HCL 15 – 20%, так как его перемешивания на забое не происходит. Время выдержки обычно составляет 16 - 24 ч [2].

4.2. Простые кислотные обработки

Простые кислотные обработки являются наиболее распространенной формой обработки. При многократных обработках для каждой следующей операции растворяющая способность раствора увеличивается вследствие наращивания объема раствора, повышения концентрации кислоты или увеличения скорости закачки. Применяется концентрация HCL 12 %, (максимальная концентрация HCL - 20 %) [2].

Простые кислотные обработки проводятся с помощью одного насосного агрегата в промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое, их удаляют промывкой скважины растворителями: керосином, пропан- бутановыми фракциями и др. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. Уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта в процессе закачки раствора. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость (нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин) в объеме, равном объему НКТ.

Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию и сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2ч, при температуре 30 - 60 °С - 1- 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем нужно для нейтрализации кислоты [2].

4.3. Кислотная обработка под высоким давлением

При кислотных ваннах и простых кислотных обработках кислота не проникает в плохо проницаемые прослои и эти прослои остаются неохваченными.

Для того, чтобы улучшить проницаемость этих прослоев применяется кислотная обработка под высоким давлением. Кислотная обработка под высоким давлением проводится после ванн и простых соляно кислотных обработок [2].

При кислотной обработке ПВД кислотный раствор закачивается в пласт под действием давления от 300 атм или выше с помощью двух или несколько насосов, работающих одновременно. В качестве кислотного раствора используют высоковязкую эмульсию типа кислота в нефти (смесь 10-12%-ого раствора HCl и нефти в отношении 7:3) [2].

После закачки эмульсии последовательно закачивают рабочий раствор HCl и продавочную жидкость. Объем рабочего раствора HCl равен внутреннему объему НКТ, а объем продавочной жидкости равен объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых соляно кислотных обработках. После выдержки, пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.


Рисунок 1.1. – сравнение результатов стандартного ГРП (а) и КОПВД (б)

4.4. Термокислотные обработки

Термокислотные обработки – это обработка призабойной зоны скважины горячим соляно- кислотным раствором. Раствор нагревается с помощью теплового воздействия при экзотермической реакции между соляной кислотой и магнием или его сплавами в наконечнике на конце НКТ [2]:

Mg +2HCl + H₂O = MgCl₂ + H₂O + H₂ + 461,8 кДж

Существует 2 вида термокислотной обработки:

 термохимическая обработка призабойной зоны пласта: горячая кислота используется для обработки. При термохимической обработке для того, чтобы растворить магний и карбонаты породы пласта, нужно подать избыточное количество кислоты.

 термокислотная обработка призабойной зоны пласта: совместная обработка термохимической и кислотной обработки (простой или под высоким давлением), при этом кислотная обработка непрерывно проводится за термохимической обработкой.

Этот вид обработки применяется не только для карбонатных, но и терригенных коллекторов, при достаточно высокой их карбонатности. Он эффективен в тех случаях, если [2]:

  скважины с низкой пластовой температурой;

  в ПЗС наблюдается отложение смолы, парафинов, асфальтенов и т.п.

4.5. Поинтервальная кислотная обработка

Поинтервальная (ступенчатая) соляно кислотная обработка применяется в случаях [2]:

 при вскрытии пласта, имеющего большую толщину и в разрезе которого существуют интервалы с различной проницаемостью;

 прослои вскрываются общим фильтром или общим открытым забоем.

Сущность этого метода заключается в обработке каждого интервала пласта или пропластка, намечаемого пакерами, которые установлены непосредственно у границы интервала, пропластка.

Эффективность этой обработки зависит от герметичности затрубного цементного камня, который предотвращает перетоки нагнетаемого раствора (НСl) по затрубному пространству в другие пропластки.

После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к обработке следующего интервала.

4.6. Обработка кислотными эмульсиями

Этот метод является наиболее эффективным методом обработки кислотой и применяется для залежи олигоцена и фундамента.

Главное преимущество этого метода: эмульсия обладает определенным периодом стабильности, которые и контролирует время замедления реакции, причем это замедление не зависит от величины раскрытости трещин. Это исключительно важно при проведении кислотных обработок в скважинах с высокими температурами [2].

При обработке кислотной эмульсией к кислотному раствору добавляются сепарированная нефть (возможно, дизель) и поверхностно-активные вещества в виде эмульсии. Нефтекислотная эмульсия уменьшает поверхность контакта между кислотой и породами. Это способствует глубокому проникновению эмульсии в пласт. Также нефтекислотная эмульсия позволяет уменьшить коррозию металлов.

В зависимости от соотношения компонентов в смеси может получить различные растворы нефтекислотной эмульсии, обычно смешивают 30-40% нефти и 70-60% раствора кислоты. В качестве кислоты часто используют соляную и плавиковую кислоты.

Рисунок 2.1. – Наглядный пример кислотной эмульсии.

5. Химические реагенты и их назначение

Кислота соляная (НCl) 28-32 % [3].

Назначение: растворение карбонатных составляющих пород, отложений солей, частичное растворение глин и разрушение глинистых конгломератов, кольматирующих призабойную зону скважин (ПЗС).

Кислота плавиковая (HF) 50 % концентрации [3].

Назначение: растворение силикатных и кварцевых минералов, алюмосиликатов глинистого раствора, цементной корки.

Кислота уксусная (СH₃COOH) 99% концентрации [3].

Назначение: стабилизация pH кислотного состава (2) для предотвращения выпадения в осадок гидроокисей железа, алюминия и т.д.

Кислота нитрилотриметилфосфоновая (C₃H₁₂NO₉P₃) или жидкий раствор (содержание основного вещества 48-52 [3].

Назначение: применяется в качестве ингибитора солеотложения, для стабилизации глинистых минералов, предотвращения выпадения в осадок гидроокиси железа, алюминия и др., предупреждение образования гидрогелей.

Углеводородные растворители (дизельное топливо, нефть с содержанием смол и асфальтенов не более 2%) [3].

Назначение:

 для приготовления обратной нефтекислотной эмульсии (НКЭ), которая используется при ОПЗ скважин с целью снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования и увеличения зоны охвата кислотного воздействия в пласте;

 растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Ингибиторы кислотной коррозии [3].

Назначение: ингибитор кислотной коррозии добавляется в кислотный раствор для ОПЗ скважин с целью снижения коррозии НКТ, эксплуатационной колонны и внутрискважинного оборудования.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) [3].

Назначение: снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз, диспергирование и удаление из зоны воздействия твердых частиц, стабилизация глин, предупреждение образования гудронов, снижение сопротивления фильтрации кислотного раствора в пласт, предупреждение образования микроэмульсий в пласте и др.

Эмульгатор – химреагент для приготовления обратной нефтекислотной эмульсии (НКЭ) [3].

Назначение: Эмульгатор представляет собой неионогенное поверхностно- активное вещество, предназначен для приготовления обратной (инвертной) нефтекислотной эмульсии, которая используется при обработке призабойной зоны скважин с целью снижения интенсивности коррозии скважинного оборудования и увеличения зоны охвата пласта кислотным воздействием.

6. Базовые кислотные составы

6.1. Соляно-кислотный раствор

Область применения соляно-кислотного раствора

 Соляно-кислотный раствор применяется для обработки терригенных коллекторов скважин с повышенным содержанием карбонатных составляющих пород (более 1 %).

 Предварительное нагнетание соляно-кислотного раствора перед закачкой глинокислотного раствора (ГКР) с целью снижения неэффективного расходования плавиковой кислоты на растворение карбонатов, расход соляно- кислотного раствора на предварительное нагнетание 0,1 – 0,2 м³/м вскрытой мощности.

Солянокислотная обработка является эффективным методом увеличения проницаемости призабойной зоны, особенно в тех случаях, когда породы представлены карбонатными отложениями. При проектировании технологии проведения обработки должны исходить, прежде всего, из размера зоны пласта, подлежащей обработке, с учетом возможности обеспечения последовательного увеличения радиуса этой зоны.

Эффективность обработки связана с количественным растворением карбонатных минералов пласта, так и с формированием каналов (трещин), глубоко проникающих в пласт. Размер обрабатываемой зоны пласта зависит от времени нейтрализации кислоты в пласте и скорости движения кислоты от стенки скважины вглубь пласта.

Особое внимание при проведении обработок должно быть уделено подготовке забоя скважины. Проникновение глинистого раствора в пласт приводит к тяжелым последствиям, поэтому необходимо перед обработкой тщательно промыть забой скважины от глинистого раствора водным раствором ПАВ и при проведении самой обработки и всех последующих операций принять необходимые меры, предотвращающие попадание раствора в пласт.
Соотношение компонентов раствора [3]:

– соляная кислота (HCl) 10-15%
– уксусная кислота (CH₃COOH) 2-5%
– ингибитор кислотной коррозии 2-6%

– поверхносто-активное вещество 1-2%
– кислота нитрилотриметилфосфоновая (основное вещество) 1 – 3 %
– при использовании НТФ в жидком состоянии 2 – 6 %

– вода остальное до 100%

6.2. Глино-кислотный раствор

Область применения глино-кислотного раствора

Глино-кислотный раствор применяется для обработки призабойной зоны скважин, вскрывающих трещиноватые, трещиновато-поровые и поровые коллекторы, характеризующиеся наличием силикатных, кварцевых и глинистых образований независимо от их происхождения, при необходимости частичного растворения горных пород для увеличения проницаемости коллектора и соответственно увеличения продуктивности скважин.

Наряду с этим в составе глино-кислоты участвует уксусная кислота, которая служит в качестве замедлителя реакции. При планировании процесса кислотной обработки песчано-глинистых коллекторов необходимо учитывать влияние различных кислот, их смесей и концентраций на набухание глин. При использовании «грязевой» кислоты желательна во всех случаях добавка ПАВ, которые улучшают условия смачивания.
Соотношение компонентов раствора [3]:

 плавиковая кислота 3-5%

  соляная кислота 8-10%

  ингибитор кислотной коррозии 2-6%

  уксусная кислота 2-5%

  поверхностно-активное вещество 1-2%

  кислота нитрилотриметилфосфоновая (основное вещество) 1 – 3 %

  при использовании НТФ в жидком состоянии 2 – 6 %

 вода остальное до 100%.

6.3. Нефтекислотная эмульсия

Дополнительные положительные свойства нефтекислотной эмульсии – максимальное снижение коррозийной активности в период стабилизации эмульсии, более глубокое проникновение в пласт с соответствующим увеличением зоны охвата кислотного воздействия, предупреждение образования гудронов в пласте.

При увеличении времени перемешивания эмульсии, уменьшается диаметр образующихся глобул водного раствора кислоты – увеличивается дисперсность. [6]

Аналогично нефтекислотной эмульсии применяется дизель-кислотная эмульсия. В качестве углеводородного растворителя применяется дизельное топливо.
Соотношение компонентов [3]:

 соляная кислота 10-12%
 плавиковая кислота 3-5%
 уксусная кислота 2-3%
 ингибитор кислотной коррозии 1-2%
 кислота нитрилотриметилфосфоновая (основное вещество) 1-3%
 при использовании НТФ в жидком состоянии 2-6%

 эмульгатор 2-4%

 углеводородный растворитель–нефть 30-40%

 вода остальное до 100%



Рисунок 4.1. – нефтекислотная эмульсия под микроскопом.

7. Технология реагентно-волновой термобарохимической обработки призабойной зоны пластов

Основным назначением данной технологии является обработка призабойной зоны пласта при отсутствии или низкой приемистости скважины и притока.
Технология РВ-ТБХО обеспечивает высокую технологическую успешность и эффективность за счет следующих факторов:

a) Разрушения твердых отложений в ближней части призабойной зоны пласта созданием серии гидравлических ударов на пласт, ограниченных максимально-допустимой амплитудой импульса — от давления репрессии, создаваемой насосным агрегатом, до давления депрессии, развиваемой струйным насосом. Воздействие осуществляется низкочастотными составляющими фронтов импульсов давления.

b) Создания многоцикловой депрессии/репрессии на пласт длительностью импульса 1…10 мин и более. При этом образуются фильтрационные волны давления субинфранизкой частоты, достигающие удаленной части призабойной зоны пласта и разрушающие отложения в этой зоне.

c) «Полоскания» призабойной зоны пласта технической жидкостью, ПАВ, кислотами, растворителями. Динамический режим со знакопеременным перемещением больших масс жидкости позволяет более полно использовать химреагенты, охватить реакцией застойные, низкопроницаемые зоны пласта.

d) Удаления из пласта и из ствола скважины продуктов реакции и промывки скважины.
Особенности применения [5]:

a) Простота и технологичность операций с использованием штатных технологий ОПЗ и оборудования для подземного ремонта скважин без привлечения кабельной техники.

b) Выполнение всех операций за один спуско-подъем компоновки на трубах, в т. ч. промывки забоя, шаблонирование, скребкование, проведение ГИС, перфорации, большеобъемных закачек реагентов.

c) Геолого-технологическая безопасность за счет регулирования с устья амплитуды импульсов давления (0….100 ат и более),

d) Регулирование радиальной глубины обработки пласта за счет длительности импульсов (0,5….15 мин и более),

е) Возможность удаления из пласта продуктов реакции и освоения скважины с регистрацией КВД и отбора глубинных проб пластового флюида.

ж) Оценка эффективности ОПЗ по приемистости пласта в процессе выполнения операций, регистрация давления и температуры техпроцесса, отбор глубинных проб автономными приборами.


Рисунок 4.1. - Диаграмма давления и температуры процесса знакопеременной гидроударно-волновой барохимической обработки пласта и откачки продуктов реакции.

7.1. Технологические операции обработки скважин по технологии РВ-ТБХО

Подготовительные операции [5]

Спуск компоновки на НКТ (перо-воронка + хвостовик из НКТ +  механический пакер сжатия с опорой на стенки скважины (вариант с 1 пакером) + клапан циркуляционный .

Установка пакера с пером воронкой на нижней отметке интервала ОПЗ.

Обвязка устья по схеме для операций по промывке скважины с прямой циркуляцией, замкнутой через желобную емкость.

 

Операции по гидроударно-волновой барообработке призабойной зоны

1. 
   Установка струйного насоса СНВ-56. Выполняется сбрасыванием насоса в НКТ и прокачкой насосным агрегатом до места посадки в циркуляционном клапане. При необходимости извлекается обратной циркуляцией жидкости с использованием ловителя на верхней НКТ или ловителем, спускаемым на кабеле-тросе в случае отсутствия циркуляции.
   
2. 
   Создание репрессии на пласт. Осуществляется насосным агрегатом при закрытом циркуляционном клапане.
   
3. 
   Переключение циркуляционного клапана и создание депрессии на пласт струйным насосом с гидравлическим ударом при переключении.  Из пласта производится откачка жидкости и подвижных частиц загрязнения пласта, разрушаемых гидравлическими ударами на пласт.
   
4. 
   Повторение операций репрессия/депрессия. Выполняются до достижения и стабилизации приемистости пласта с созданием волн давления и регулированием длительности периода волны в зависимости от радиальной глубины загрязнения пласта и объема закачиваемого реагента.
   
5. 
   Оценка приемистости пласта. Выполняется в процессе барообработки по скорости падения давления на устьевом манометре при репрессии на пласт и закачкой жидкости по завершении ОПЗ в нагнетательных скважинах для актирования результатов работ.
   
6. 
   Откачка продуктов реакции из пласта. В добывающих скважинах откачка производится в режиме освоения. После получения пластового флюида оценивается продуктивность скважины по объему откачиваемой жидкости за единицу времени и депрессии на пласт. В завершение работ в нагнетательных скважинах производится замена технологической жидкости на чистую, промывка скважины, определение приемистости.
   

 

Операции по гидроударно-волновой барохимической обработке призабойной зоны пласта.

Производятся при неполучении требуемого технологического эффекта барообработкой пласта технологической жидкостью. Выполняются в вышеописанном порядке, но с предварительной закачкой в пласт химреагентов, выбираемых с учетом типа коллектора, типа загрязнения, состояния призабойной зоны скважины, по технологическим регламентам и методическим руководствам, используемым в конкретном нефтедобывающем регионе, месторождении.

Многоцикловая барообработка осуществляется в процессе ожидания реагирования закачанного в пласт реагента с последующей откачкой продуктов реакции: в добывающих скважинах — в режиме освоения, в нагнетательных -в двойном объеме закачанных в пласт реагентов и продавочной жидкости.


Способы контроля технологического процесса

а) По давлению на устье — манометру на насосном агрегате

б) По расходу жидкости (уровню на мернике насосного агрегата или желобной емкости). При необходимости регистрации давления и температуры в забойной компоновке, струйном насосе и в напорной линии устанавливаются автономные манотермометры.

Рисунок 5.1. Диаграмма давления, поэтапно. 1 — закачка кислоты в НКТ и доводка до забоя, 2 — продавка кислоты в пласт, 3 — ожидание реагирования кислоты, в т. ч. доставка струйного насоса на забой, 4 — продолжение реагирования в режиме гидроударно-волновой кислотной обработки пласта, 5 — откачка продуктов реакции, 6 — вымыв струйного насоса, 7 — определение приемистости, 8 — начало подъема компоновки

Заключение

Kислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой к-т или их смесей

Ha время взаимодействия кислотного раствора c породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых - 24 ч. Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного пласта 0,5-2,5 м3 и зависит от радиуса обработки приствольной зоны скважины и проницаемости пласта, в слабопроницаемых пластах - 0,5-1,0 м3, в сильнопроницаемых пластах - 1,0-2,5 м3. Если осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органическими вещества, то после промывки её соляной к-той фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органическими растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.

Кислотная обработка скважин проводится как при заканчивании, так и при капитальном ремонте скважин.

Список используемой литературы.

1. 
   Геологические условия, определяющие эффективность физико- химических методов вытеснения нефти в терригенных коллекторах / Климушкин И.М., Власенко В.В., Серегина В.Н., Титулина М.А. // Сб. нацчных трудов ВНИИ, 1980. – Вып. 72. – С. 191-198.
   
2. 
   В.Н. Арбузов. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, часть 1: учебное пособие, Томский политехнический университет. Издательство ТПУ, 2011г. C. 167-193.
   
3. 
   НИПИморнефтегаз. Кислотные составы и технологии их применения для увеличения продуктивности (приемистости) скважин, 2012 г. – С. 27-35.
   
4. 
   Халимов Ю. Э. Промышленная нефтегазоносность фундамента в гранитоидных пластах, 2012 г.
   
5. 
   ИКЭС-НЕФТЬ. Технологии обработки скважин.
   
6. 
   Исследования кислотных составов ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», предназначенных для интенсификации добычи нефти / Кореняко А.В., Игнатов А.Н., Сергеев В.В. и др. // ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. – 2014. No 9. – С. 24-31.