Отчёт.
по дисциплине «Основы нефтегазового дела»
на тему: «Солянокислотная обработка»
Выполнил: ст. гр. МД-09
Кандаков И.В.
Проверил:
Илюшин П.Ю.
Пермь 2012
СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА (СКО)
Общие положения
Рассмотрим обычную солянокислотную обработку. Эта обработка ПЗС основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по следующим реакциям. Известняк СаСО3:
СаСО3 + 2НС1 = СаСl2 + Н2О + СО2 ↑.
Доломит CaMg(CO3)2:
CaMg(CO3)2 + 4НС1 = CaCl2, + MgCl2, + 2H2O + 2CO2↑.
Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.
Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн.
Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м3/м2 поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).
Скорость реакции кислоты (кислотного раствора) характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры следующим образом: в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60°С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НС1 не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.
Для обработки ПЗС используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией 8-15% в зависимости от вещественного состава пласта.
При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl2 и MgCl2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. С другой стороны, кислотные растворы с концентрацией более 15% НС1 хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт.
Повышение давления приводит к снижению скорости реакции. Экспериментально установлено, что время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа; при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз, а при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз.
Химические реагенты, применяемые
при солянокислотных обработках
Стабилизаторы —водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора.
Ингибиторы — водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НС1.
Интенсификаторы — вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (поверхностно-активные вещества — ПАВ). ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы.
Порядок приготовления раствора НС1: вода — ингибиторы —стабилизаторы — концентрированная соляная кислота — хлористый барий — интенсификаторы.
Раствор перемешивается, отстаивается в течение 2-3 часов, фильтруется, после чего он готов к употреблению. Приготовление кислотного раствора производится на специальной кислотной базе.
ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОБЫЧНОЙ СКО
Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:
1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.
В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на расчетную величину толщины продуктивного горизонта заполняется жидкостью — бланкетом. В качестве бланкета обычно используют концентрированный раствор хлористого кальция. Объем бланкета VB рассчитывают по формуле:
VБ= 
h',
где Dc — внутренний диаметр обсадной колонны (скважины), м;
h' — часть толщины пласта, которая не должна обрабатываться раствором НС1, м.
Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.
2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗС при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки (вторая, третья и т.д.) были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗС: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС1 изменяется от 0,2 до 0,6 м3/м; для высокопроницаемых коллекторов — от 0,2 до 0,9 м3/м; для трещинных коллекторов — от 0,3 до 0,9 м3/м.
При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.
3. Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта.
4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч.
5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем — исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте.