Кислотные обработки пласта

 «Кислотные обработки пласта»

 

 

 

 

 

 

 

                                          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

 

Введение_____________________________________________________3

 

Глава 1. Физико-химические основы кислотного воздействия на    призабойную зону скважин ______________________________________5

 

Глава 2. Пенокислотная обработка скважин________________________8

 

Глава 3. Обработка скважин грязевой кислотой_____________________10

 

Глава 4. Термохимическая и термокислотная обработки_____________11

 

Глава 5. Технология обработок глинокислотой______________________15

 

Глава 6. Ингибиторы коррозии___________________________________17

 

Глава 7. Поверхностно-активные вещества (ПАВ)____________________20

 

Глава 8. Органические растворители______________________________20

 

Глава 9. Обработка скважины____________________________________21

 

Заключение___________________________________________________24

 

Список использованной литературы_______________________________25

 

 

Введение

Производительность  нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может  резко изменяться в различных  его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости  пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная  проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может  с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость  пород в призабойной зоне может  резко ухудшиться из-за закупорки  пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин  улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных  зон скважин можно условно  разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия  на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические  методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяются для  удаления со стенок поровых каналов  парафина и смол, а также для  интенсификации химических методов  обработки призабойных зон.

Физические  методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных  частиц, что в конечном итоге увеличивает  проницаемость пород для нефти.

 

 

Глава 1. Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин

 

Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка  скважин соляной кислотой характеризуется  сравнительной простотой технологических  операций, дешевизной и достаточной  эффективностью.

При закачке  водных растворов соляной кислоты  в породу происходит растворение  карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

При закачке  водных растворов соляной кислоты  в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Кроме соляной  кислоты при химических методах  воздействия можно применять  уксусную, сульфаминовую, фтористоводородную и другие кислоты. Взаимодействие растворов кислот с составляющими порода происходит по следующим реакциям:

1) раствор соляной  кислоты с известняком и с  доломитом 

СаСО₃ + 2HCl = СаСl₂ + Н₂О + CО₂;

СаМg (CО₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂;

 

2) раствор уксусной  кислоты с карбонатными составляющими породы

СаСО₃ + 2СН₃СООН = Са(СH₃CОО)₂ + H₂O + CO₂;

 

3) раствор сульфаминовой  кислотой с карбонатными составляющими 

CaCO₃ + 2NH₂SO₃H = Ca(NH₂SO₃)₂ + H₂O + CO₂.

 

 

Хлористый кальций (СаС1₂) и хлористый магний (MgCl₂) — это соли, хорошо растворимые в воде — носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО₂) также легко удаляется из скважины либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

Однако в  кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

К числу таких примесей относятся следующие.

1. Хлорное железо (РеС1₃), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)₃], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная кислота H₄SO₂ в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаС1₂ образует гипс, который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. 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 образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF₂) и фосфорнокислого кальция (Са_з(РО₄)₂).

Для обработки  скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НС1 в пределах 10—15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15%-ного раствора НС1 равна минус 32,8 °С.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах.

К раствору НС1 добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы  — вещества, снижающие коррозионное  воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 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.

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 НС1.

2. Интенсификаторы  — поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное  натяжение на 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 катании А, катамин А, мервелан К, 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 нагнетаемого раствора НС1, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2—3 раза.

3. Стабилизаторы  — вещества, необходимые для удерживания  в растворенном состоянии некоторых  продуктов реакции примесей раствора  НС1 с железом, цементом и песчаниками,  а также для удаления из  раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

H₂SO₄+ ВаС1₂ = BaSO₄ + 2HC1.

В этом случае раствор  НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС1₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

 

Глава 2. Пенокислотная обработка скважин

Для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты  в глубь пласта, что повышает эффективность  обработок, за последнее время все большее применение находят пенокислотные обработки скважин.

Сущность этого  способа заключается в том, что  в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ  в соляной кислоте в виде пены.

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

1) замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;

2) малая плотность  кислотных пен (400—800 кг/м³) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктивных мощностях пласта и пониженных пластовых давлениях;

3) улучшаются  условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.

Рис.1 Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами.

1-компрессор; 2 - кислотный агрегат; 3 - аэратор; 4 — крестовина; 5 — обратный клапан

Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора  и смесителя-аэратора. В аэраторе происходят перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование  пены.

 

 

 

 

 

Рис. 2 Аэратор.

 

 

 

 

 

 

1 - гайка под  трубы; 2 - переводник; 3 - корпус; 4 - труба  для воздуха;

5 - центратор; 6 - фланец с прокладкой; 7- труба  для кислотного раствора.

 

Глава 3. Обработка скважин грязевой кислотой

Для обработки  скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция СаР₂1 способный запечатать поровое пространство пласта.

При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или  песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.