Кислотные обработки пласта

б) в смеси 20—27%-ной  соляной кислоты по ГОСТ 857—57 с 3,0% фтористоводородной (плавиковой) кислоты — не выше 0,25;

в) в концентрированных  абгазовых кислотах с концентрацией  НС1 не выше 33% коэффициент коррозии равен 0,2 г/м²*ч.

Столь высокие  показатели позволяют рекомендовать  реагент В-2 для широкого применения при обработках скважин с обычными температурами пласта при дозировке 0,2—0,3%.

Ингибитор уникод ПБ-5. Реагент представляет собой продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400—600.

В основном он применяется  для ингибирования соляной кислоты  непосредственно на химических предприятиях. Однако выше отмечались недостатки такой ингибированной соляной кислоты. Вследствие большой концентрации ингибитора — 0,8—1,0% и способности большей части его выпадать в осадок после нейтрализации кислоты породой пласта использование этого реагента может отрицательно влиять на результаты обработок скважин.

Ингибитор уротропин технический. Уротропин, или, иначе, гексаметилентетрамин, является таким же слабым ингибитором, как и формалин, если их дозировать в эквивалентном соотношении.Так, при дозировке 0,6% товарного 40%-ного формалина или 0,2% уротропина достигается примерно одинаковое 16-кратное снижение коррозионной активности 10%-ной соляной кислоты. Но применять сухой препарат — уротропин удобнее и безопаснее для персонала кислотной бригады, чем формалина.

 

 

Глава 7. Поверхностно-активные вещества (ПАВ)

При описании ингибиторов  коррозии были рассмотрены некоторые  ПАВ (катапин-А, марвелан-К(О), но только как реагенты, используемые для борьбы с износом оборудования. Добавка  этих ПАВ в определенной концентрации к кислотным растворам обеспечивает повышение эффективности обработок скважины. При этом желательно, чтобы одно и то же ПАВ служило и целям увеличения производительности скважин и для защиты металла.

ПАВ являются высокоэффективными добавками при всех кислотных обработках нефтяных и нагнетательных скважин с любыми видами коллекторов. Рекомендуются в качестве добавок к кислотным растворам следующие ПАВ.

При обработках нефтяных скважин целесообразнее всего  применять катионоактивные ПАВ. Снижение поверхностного натяжения на границе «нефть — отработанная кислота» за счет ПАВ и гидрофобизации поверхности пород обеспечивают дополнительный прирост добычи нефти сверх того количества, которое получается за счет действия кислоты. Учитывая потерю части ПАВ при движении кислоты в пласте вследствие адсорбции их на поверхности пород, следует в головную часть раствора (¹/₂ общего объема) кислоты добавлять увеличенное количество ПАВ, а остальное — во вторую половину. При этом упомянутые ПАВ выполняют также роль ингибиторов.

Глава 8. Органические растворители

Отложения органических масс (парафиновые, парафино-смолистые, асфальтено-смолистые и др.) в трубах, на забое v в поровом пространстве призабойной зоны затрудняют производство кислотных обработок. Такие отложения необходимо растворять соответствующим растворителем. Преобладающим компонентом в отложениях чаще всего бывают твердые парафины или асфальтены. Для отложений парафинистого типа можно использовать керосин, растворяющий в 1 м³ до 200 кг парафина и столько же и более смол. Для асфальтеновых отложений экономично применять в качестве растворителя «бензольную головку нефтяную» (ТУ 342—53) или «бензол сырой, фракционный выработки второй» (ТУК 12—53). Эта материалы хорошо растворяют не только асфальтены, но и парафины, и смолы. Кроме того, на предприятиях нефтехимии, которые размещены во всех районах большой нефтедобычи, всегда можно подобрать универсальные растворители парафина, асфальтенов и смол из полупродуктов и отходных материалов, например таких, как адсорбент и пентан.

Магний металлический. Металлический магний используется при производстве термохимических обработок скважин.

При растворении  магния в соляной кислоте происходит выделение тепла (18,8 МДж на 1 кг растворенного  магния), за счет которого и нагревается основная часть кислотного раствора до необходимой температуры 80-г- 100° С).

Товарный магний первичный в чушках (ГОСТ 804—49) марки  МГ-1 содержит не менее 99,9% магния, что  вполне удовлетворяет требования технологии процесса. Масса чушки около 7,5 кг при наибольшем размере в сечении 150 мм и около 2,5 кг при наибольшем размере в сечении 85 мм. При отсутствии металлического магния можно использовать один из литейных сплавов его (электроны) с наименьшим содержанием алюминия, например электрон МЛ-2, МЛ-3 или МА-1.

 

Глава 9. Обработка скважины

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена  нефтью.

1. Нижний интервал  продуктивного пласта изолируют  закачкой бланкета — концентрированного  раствора хлористого кальция.  Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азинмаш-ЗОА закачивают раствор СаС1₂ плотностью 1200 кг/м³.

Объем закачиваемого  бланкета составляет 

V_бл = 0,785D²h ' = 0,785*0,22² *10 = 0,38м³.

Для получения 1 м³ раствора СаС1₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг СаС1₂ и 0,660 м³ воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540*0,38 = 205 кг СаС1₂ и 0,660*0,38 = 0,25 м³ воды. Транспортировка бланкета осуществляется про-давкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м с внутренним диаметром d_B = 0,05 м и насосно-компрессорных труб длиной 1600 м.

Объем выкидной линии V_B = 0,785 d_B² *20 = 0,04 м³.

 

Объем 1м НКТ

 

V'_HKT = 0,785d²*1 - 0,0030175 м³/м. Объем нефти для продавки бланкета V = V^/_в + V_HKTL = 0,04 + 0,0030175-1600 = 4,868 м³.

 

2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 1590 м, размещают и обвязывают оборудование.

3. Закачивают  кислотный раствор в объеме  выкидной линии, насосно-компрессорных  труб и ствола скважины от  башмака НКТ до кровли пласта

V^/_к = V_b + V^/_НКТ (L -h') + 0,785 (D² - d²₁) (h - h') = 0,04 +

+ 0,0030175(1600— 10) + 0,785 (0,22² — 0,073²) (27 — 10) =5,413 м³,

где d₁ — наружный диаметр НКТ.

4. Закрывают  задвижку на затрубном пространстве  и насосом агрегата закачивают  остальной кислотный раствор

 

V"_K= W_p — V_K = 17— 5,413= 11,587 м³.

 

5. Для задавливания  кислоты в пласт закачивают  нефть (нагрузку V_н) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

 

V_H = V'_K = 5,413 м³.

 

6. Затем закрывают  задвижку на выкидной линии.  Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1,5—2 ч.

7. Приток вызывают  свабированием или с помощью  компрессора, производится отработка  скважины и очистка призабойной  зоны от продуктов реакции.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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. Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной к-ты c добавками 3-5% уксусной к-ты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой к-ты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором c добавкой 2-3% фтористоводородной к-ты.

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 органич. вещества, то после промывки её соляной к-той фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органич. растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.        

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М. Недра, 1974.-700с.
2. Н.А. Сидоров. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М. Недра,1982.-376с.
3. В.И.Щуров Технология и техника добычи нефти.-М.Недра,1983.-511с.
4. И.Д. Амелин, Р.С. Андриасов и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М. Недра,1978-356 с.