Кислотная обработка скважин. Обработка скважин соляной кислотой
 Скачать 436.21 Kb.
|
|
Обработка скважин соляной кислотой Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее приме- нения пластовых условий. В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции. При воздействии на известняк 2HCL CaCO 3 CaCL 2 Н 2 О СО 2 При воздействии на доломит 4HCL CaМg CO 3 2 CaCL 2 МgCL 2 2Н 2 О 2СО 2 Хлористый кальций (CaCL 2 ) и хлористый магний (MgCL 2 ) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO 2 ) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде. В количественных соотношениях реакция соляной кислоты с известняком запишется сле- дующим образом: 2HCL CaCO 3 CaCL 2 Н 2 О СО 2 2 1 35,5 40 12 3 16 40 2 35,5 2 1 12 2 16 Таким образом, при взаимодействии с известняком 73 г чистой НСL при полной ее нейтра- лизации растворяется 100 г известняка. При этом получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. Таким образом, на 1 кг известняка надо израсходовать следующее количество чистой НСL - 730 г. Известно, что 1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой НСL. Следовательно, для растворения 1 кг известняка потребуется 4,53 л раствора. Аналогично для второй реакции воздействия НСL на доломит при взаимодействии 146 г чистой НСL с 184,3 г доломита [CaMg (CO 3 ) 2 ] при полной нейтрализации получается 111 г рас- творимой соли хлористого кальция; 95,3 г MgCL 2 ; 36 г воды (Н 2 О) п 88 г углекислоты. Для рас- творения 1 кг доломита потребуется кислоты - 4,914 л 15%-ного раствора HCL. Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. К числу таких примесей относятся следующие. 1. Хлорное железо (FeCL 3 ), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН) 3 ], выпадающего в виде объемистого осадка. 2. Серная кислота H 2 SO 4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСL 2 образует гипс (CaS0 4 2H 2 O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых количест- вах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов. 3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5). 4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами об- разуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция [Сa 3 (РO 4 ) 2 ]. Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НСL в пределах 10 - 15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получа- ется очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15 %-ного раствора НСL равна минус 32,8 °С. Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты: 1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудова- ние, с помощью которого раствор НСL транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз; уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25 - 0,5%), снижающую коррозионную активность в 30 - 42 раза. Однако поскольку уникод не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его кон- центрацию 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 уро- тропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и Р = 38 МПа) до 20 раз. Инги- битор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного рас- твора он в 55 - 65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м 3 раство- ра) - 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, ка- тапин А является хорошим катионоактивным ПАВ. Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раство- ра НСL. 2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверх- ностное 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, мерве- лан 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 на- гнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза. 3. Стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии неко- торых 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 2НCL В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого ба- рия (BaCL 2 ). Образующийся сернокислый барий (BaSO 4 ) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и пес- чаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН 3 СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.). Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1 - 2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН 3 СООН) удерживает в растворенном состоянии соли же- леза и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта. Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у сква жины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Точный рецептурный состав компонентов и их количества определяют по соответствующим руководствам или расчетным таблицам в лабораториях или НИИ. Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингиби- тор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хло- ристый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролиру- ется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают воз- можность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария. Растворы НСL готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, кото- рые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF), пары кото- рой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцис- тернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонито- вых 20-литровых сосудах. Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки и обработки под давлением ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные по- интервальные кислотные обработки. Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного рас- твора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя сква- жины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешива- ния на забое не происходит. Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе. Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч. Таблица 5.1. Рекомендуемые объемы раствора НСL на 1 м толщины пласта Порода Объем раствоpa НСL, м 3 /м при первичных при вторичных обработках обработках Малопроницаемые тонкопористые 0,4 - 0,6 0,6 - 1,0 Высокопроницаемые 0,5 - 1,0 1,0 - 1,5 Трещиноватые 0,6 - 0,8 1,0 - 1,5 Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой рас- твора НСL в ПЗС (табл. 5.1). При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способ- ность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повы- шения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концен- трация раствора - 12 %, максимальная - 20 %. Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных темпе- ратур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют про- мывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракция- ми и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ. В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта. Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких темпе- ратурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала вы- держка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, 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 это нужно для полной нейтрализации кислоты. Многочисленные опыты и исследования показали, что кислота в карбонатных породах не обра- зует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом (растворение про- текает более равномерно вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий. Но все равно обра- зующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины про- никновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL в исходном рас- творе и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию. Увеличение исходной концентрации - недостаточно эффективный способ, так как он вызывает коррозию металла и оборудования, способствует образованию нерастворимых осадков в продуктах реакции. Увеличение скорости закачки считается эффективным средством, но оно лимитируется поглотительной способностью скважины и мощностью применяемого насосного обору- дования. Применение добавок - более эффективное средство. Количество уксусной кислоты в растворе, применяемом для замедления, увеличивают в несколько раз по сравнению с необходимым для стаби- лизации. Так, при ее содержании 4 - 5 % от общего объема раствора скорость нейтрализации замедля- ется в 4 - 5 раза. Это означает, что раствор сохранит свою активность на расстояниях (при одномерном движении) в 4 - 4,5 раз больших при прочих равных условиях. Кислотная обработка под давлением. При простых солянокислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слои- стой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Снача- ла на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения по- глощающих прослоев п их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центро- бежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульги- рующими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль. ГрозНИИ рекомендует до- бавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества. Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В зависимо- сти от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, тол- щиной проницаемых прослоев h и их пористостью m по формуле V э R 2 r с 2 h m Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5 - 2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизи- рованном пакере. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт зака- чивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается ра- бочий раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НСL без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию. 5.3. Термокислотные обработки Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, располо- женном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция. Mg 2HCL H 2 O MgCL 2 H 2 O H 2 461,8 кДж Хлористый магний (MgCL 2 ) остается в растворе. При взаимодействии 73 г чистой НСL с 24,3 г Mg происходит полная нейтрализация раство- ра, при которой выделяется 461,38 кДж тепловой энергии. Легко подсчитать, что при взаимодей- ствии 1000 г магния выделится 18987 кДж теплоты. Для растворения 1 кг Mg потребуется 18,61 л 15%-ного раствора НСL. Необходимое количество 15%-ной соляной кислоты для получения различных температур раствора (на 1 кг Mg) приведено ниже. Таблица 5.2 Количество НСL, л 50 60 70 80 100 Температура раствора, С 120 100 85 75 60 Остаточная концентрация НСL, % 9,6 10,5 11 11,4 12,2 Из уравнения баланса теплоты Q V С v t следует что при реализации всей выделившейся теплоты Q кДж на нагрев V л раствора, имеющего теплоемкость Cv (кДж/л С), нагрев раствора произойдет на t °С или t Q /(V С v ) Принимая приближенно теплоемкость раствора 15%-ной НСL, равной теплоемкости воды, т. е. Сv = 4,1868 кДж/л С , получим t 18987 243,2 С 18,61 4,1868 На столько градусов увеличится температура раствора при полном использовании теплоты на нагрев только продуктов реакции. (По некоторым данным температура раствора может дости- гать 300 С). При таком расчете получается только тепловой эффект и полностью нейтрализованная кислота. Чтобы сохранить активность раствора кислоты для взаимодействия с породой, его количество на 1 кг Mg надо брать не 18,61 л, а больше, однако при этом и температура раствора получится ниже, так как общий объем продуктов реакции увеличится. В табл. 5.2 приведены количества 15 %-ной кислоты на 1 кг магния и получаемые при этом температура и остаточные концентрации НСL. Обычно в наконечники загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивается от 4 до 10 м 3 15 %-ного рас- твора НСL. Существуют два вида обработки. Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов поро- ды пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %. Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением. Скорость прокачки раствора НСL должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная ки- слотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как при прокачке кислоты через магний непрерывно изменяются его масса, поверхность соприкосновения с кислотой, температура реак- ционной среды, концентрация кислоты и др. Это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. С помощью опытных прокачек в поверхностных условиях определили, что при давлениях на глубине установки реакционного наконечника, превышающих 3 МПа, рекомендуется применять маг- ний в виде стружки, причем чем больше давление, тем магниевая стружка должна быть мельче и тонь- ше. При давлениях ниже 3 МПа - в виде брусков квадратного и круглого сечения. Причем чем ниже давление, тем площадь поперечного сечения этих брусков может быть больше. Так, при давлении до 1 МПа используются бруски с площадью 10 - 15 см 2 . При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого была 1 - 5 см 2 Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пласто- выми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллек- торов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности. Поинтервальная или ступенчатая СКО При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с раз- личной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положитель- но сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислот- ную обработку, т. е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. При обсаженном и перфорированном забое используют обычные шлипсо- вые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСL по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выде- ляют с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов перехо- дят к СКО следующего интервала. Кислотные обработки терригенных коллекторов Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глу- бину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллекторах. В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникно- вения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет раз- личный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных про- слоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема рас- твора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1. Другой особенностью СКО является то, что в карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема по- роды. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и нейтрализуется, а последую- щие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первона- чальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор НСL, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы террпгепного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавико- вой. Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции: SiO 2 4HF 2H 2 O SiF 4 Образующийся фтористый кремний SiF 4 далее взаимодействует с водой 3SiF 4 4H 2 O Si(OH) 4 2H 2 SiF 6 Кремнефтористоводородная кислота H 2 SiF 6 остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН) 4 по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупо- ривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кисло- ты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержит 8 - 10 % соляной кислоты и 3 - 5 % фтористоводородной. Фтористоводородная кислота растворяет алюмосиликаты согласно сле- дующей реакции: H 4 AL 2 Si 2 O 9 14HF 2ALF 3 2SiF 4 9H 2 O Образующийся фтористый алюминий ALF 3 остается в растворе, а фтористый кремний SiF 4 далее взаимодействует с водой, образуя кремниевую кислоту. Количественная оценка реакции дает следующие соотношения: H 4 AL 2 Si 2 O 9 14HF 2ALF 3 2SiF 4 9H 2 O (4 2 27 2 28 9 16) 14 (1 19) 2 (27 3 19) 2 (28 4 19) 9 (2 16) Таким образом, для растворения 1 кг алюмосиликата (каолина) необходимо 1085,3 г HF. Из справочных таблиц известно, что 4 %-ный раствор HF в 1 л раствора содержит 40 г чис- той HF. Тогда количество 4 %-ного раствора фтористоводородной кислоты, необходимое для рас- творения 1 кг алюмосиликата, будет равно 27,13 л/кг. Взаимодействие HF с зернистым кварцем протекает чрезвычайно медленно, а с алюмосили- катом H 4 AL 2 Si 2 O 9 происходит быстро, но медленнее, чем взаимодействие НСL с карбонатами. Поэтому обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной ки- слот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворе- ния глинистого мате риала. По этим причинам смесь НСL и HF называют глинокислотой. Для приготовления раствора применяют техническую HF кислоту с содержанием HF не ме- нее 40 % и примесей: кремнефтористоводородной кислоты H 2 SiF 6 не более 0,4 % и серной кисло- ты не более 0,05%. Наличие этих примесей приводит к образованию в продуктах реакций нерас- творимых осадков и закупорке пор пласта. Пары фтористоводородной кислоты ядовиты, и обращение с ней требует мер предосторож- ности. Кроме того, она имеет высокую стоимость. Последнее время широкое применение находит порошкообразное вещество бифторид-фторид аммония NH 4 FHF+NH 4 F, который менее опасен в обращении, сравнительно дешев, хотя также требует мер защиты. Порошок бифторид-фторид аммония при растворении его в растворе соляной кислоты частично ее нейтрализует. Поэтому для приготовления глинокислоты в этом случае используется раствор НСL повышенной кон- центрации. Реакция происходит по следующей схеме: NH 4 FHF HCL 2HF NH 4 CL NH 4 F HCL HF NH 4 CL Для получения глинокислоты, содержащей 4 % HF и 8 % НСL, необходимо иметь исходную концентрацию НСL 13 % и в 1 м 3 такой кислоты растворить 71 кг товарного бифторид-фторид- аммония с содержанием 56 % фтора. Для глинокислоты с содержанием HF 5 % и НСL 10 % исходная концентрация НСL 16%, и на 1 м 3 раствора необходимо 80 кг порошка. Глинокислота (4% HF + 8% НСL) как таковая употребляется для обработки пород, содер- жащих карбонатов не более 0,5%. Поскольку она растворяет цементирующее вещество терриген- ных коллекторов, ее количество для обработки подбирается опытным путем во избежание нару- шения устойчивости породы в ПЗС. В связи с этим для первичных обработок ограничиваются объемами глинокислоты в 0,3 - 0,4 м 3 на 1 м толщины пласта. Для первичных обработок трещиноватых пород рекомендуемые объемы более значительны - 0,75 - 1,0 м 3 на 1 м толщины пласта. Закачанная глинокислота выдерживается в пласте в течение 8 - 12 ч. Объем продавочной жидкости обычно равен объемам НКТ и забойной части скважины (до верхней границы перфорации). Как правило, терригенные породы содержат мало карбонатов (девонский пласт в Туймазин- ском месторождении около 2 %, месторождения Усть-Балык от 1 до 5%). Поэтому применяют двухступенчатую кислотную обработку. Сначала обрабатывают ПЗС обычным раствором НСL (обычно 12 - 15 % состава), а затем закачивают глинокислоту. Соляная кислота растворяет карбо- наты в ПЗС, что предотвращает при последующей закачке раствора HF образование в порах пла- ста осадков фтористого кальция и других фторидов, осложняющих процесс, и сохраняет довольно большое количество HF для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих си- ликатных компонентов. Кроме того, удаление карбонатов из ПЗС позволяет сохранить на нужном уровне кислотность отреагированного раствора HF для предупреждения образования студнеоб- разного геля кремниевой кислоты, закупоривающего пласт. Количество карбонатов в пласте, подлежащее растворению за первый этап обработки, опре- деляется следующим образом: Р СаСO 3 R 2 r с 2 h, кг где R - намечаемый радиус обрабатываемой зоны; r с - радиус скважины; ρ - плотность горной породы, кг/м 3 ; δ - содержание карбонатов (в пересчете на СаСОз) в породе пласта в долях единицы; h - обрабатываемая толщина пласта. Необходимое для обработки количество 15%-ного раствора будет равно V HCL 4,91 Р СаСО 3 , л Количество глинокислоты определяется объемом пор в пределах намеченного радиуса об- работки R, а именно V гл R 2 r с 2 m h, где m - пористость. Для предотвращения смешивания нейтрализованной НСL со следующей за ней глинокисло- той и образования осадка количество соляной кислоты берется на 0,2 - 0,8 м 3 больше расчетного для сохранения кислотности раствора. В пласты кислоты закачивают медленно для лучшего выщелачивания карбонатов и наи- большего растворения силикатных компонентов. Продавочной жидкостью обычно служит пресная вода с добавками ПАВ. Техника и технология кислотных обработок скважин На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки сква- жин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емко- стями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время. На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м 3 или УР-20 емкостью 17 м 3 . Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м 3 , которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для пере- качки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м 3 /ч и напора от 8 до 30м. Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А", рис. 5.1 с гуммированной резиной цис- терной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонталь- ным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,0 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин -1 ). Наряду с этим основным Рис. 5.1. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны. агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА- 320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700. Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного рас- твора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках пли в ваннах показана на рис. 5.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов от- качивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей. При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М 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 од- них емкостей в другие. Рис. 5.2. Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок: 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК- 500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обрат- ной циркуляции. Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного аг- регата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более парал- лельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соедине- ниями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давле- ния соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации. При термокислотной обработке используются реакционные наконечники, изготавли- ваемые из обычных нефтепроводных труб диаметром 100 и 75 мм. Внутренняя полость трубы загружается магнием в виде стружки или в виде брусков, а ее поверхность перфо- рируется мелкими отверстиями. http://2dip.su/%D0%BA%D1%83%D1%80%D1%81%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B5_%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82 %D1%8B/17307/ 2.4 Расчет экономического эффекта от проведения СКО Солянокислотная обработка была проведена в скважине №2134 – и вследствие чего мы получили дополнительно добытую нефть 1600 тонн. Стоимостная оценка дополнительно добытой нефти рассчитывается: Р Т =C 1Т *Q, (9) где С 1Т - стоимость одной тонны нефти, которая составляет 2857руб.; AQ - дополнительно добытая нефть, тонн. Р Т =2857*1600 = 4571 тыс. руб. 2.4.1 Эксплуатационные расходы на дополнительно добытуюнефть Определяется по следующей формуле: 3 3 =P 1Т *Q, (10) где Р 1Т - эксплуатационные расходы на добычу одной тонны нефти, которые составляют 435,45 руб. З З = 435,45 * 1600 = 696,72 тыс. руб. 2.3.8 Калькуляция на провидение капитального ремонта скважины Все вычисленные расходы представлены в таблице 4. Таблица 4 - Расходы на провидение капитального ремонта скважины. Статья расходов сумма, руб. Основная и дополнительная зарплата 12946,85 Отчисления на социальные нужды 3625,12 Основные и вспомогательные материалы 17290 Амортизация основных фондов 514,8 Транспортные расходы 8910,2 Всего прямых затрат 43286,97 Цеховые расходы 12480 Всего стоимость одной СКО 55766,97 Стоимость одного часа работы 631,35 2.4.2 Экономический эффект Экономический эффект - представляет собой превышение стоимостной оценки результа- тов от внедрения СКО над стоимостной оценкой затрат. Экономический эффект отвнедрения СКО определяем по формуле: Э = Р Т - З СКО , (13) где Э - экономический эффект от проведения СКО; Р Т - стоимостная оценка результатов проведения СКО, руб.; З СКО - общие затраты на про- ведение СКО, руб. 3 = 4571840 - 55766,97 = 4516073,03 руб. Полезные ссылки: Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой http://www.bestreferat.ru/referat-178957.html По характеристикам вытеснения http://www.fundamental-research.ru/ru/article/view?id=36298 |