Кислотная обработка скважин
Перевод
Кислотная обработка скважин
(a. acidizingofwell, acidwelltreatment; н. SaurebearbeitungderBohrlocher; ф. traitement а l'acidedespuits; и. acidificaciondeunsondeo) - хим. способ интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефт. скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами. K. o. c. 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.
Пo окончании времени реагирования кислотного раствора c породами водоносного или нефтеносного пласта скважина прокачивается эрлифтом или глубинным насосом c утилизацией жидкости на поверхности. B процессе дренирования скважины отбирают контрольные пробы жидкости и проверяют их на остаточную кислотность. После достижения значения pH, равного пластовой жидкости, прекращают прокачку и скважину вводят в эксплуатацию.
M. C. Газизов, H. A. Карташов.
Термокислотная обработка - скважина
Страница 1
Термокислотная обработка скважин осуществляется в следующем порядке. Наконечник загружают стержнями магния и опускают на насосных трубах в скважину. После проведения всех подготовительных работ в трубы подкачивают нефть при максимальной производительности насосов. Тотчас за нефтью без всякого перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом. [1]
| Реакционный наконечник.| Устройство для термокислотной обработки скважин. |
Термокислотная обработка скважин осуществляется в следующем порядке. Перед закачкой соляной кислоты в насосно-ком-прессорные трубы сбрасывают шарик 10, который садится в седло втулки-затвора 4, затем повышают давление закачки кислоты; штифты 8 срезаются, втулка с шариком опускается на стопорные штифты 9 и открывает отверстия 5, через которые соляная кислота попадает на магниевые стержни. [2]
Термокислотная обработка скважин применяется при недостаточной эффективности обычной кислотной обработки для усиления реакции соляной кислоты с карбонатными породами - доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом.
Термокислотная обработка скважин осуществляется в следующем порядке. После подъема плунжера глубинного насоса из скважины вставной реакционный наконечник загружают магнием в расчетном количестве и спускают на штангах во внутрь насосно-компрессорных труб, в которые затем подкачивают нефть при максимальной производительности насоса. Вслед за нефтью без перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом. [4]
Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или при-забойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для рас-плавленця осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.
Термокислотную обработку скважин в настоящее время проводят с применением пруткового или гранулированного магния по двум технологическим процессам: с проведением реакция магния с кислотным раствором против продуктивного пласта в специальномтермореакторе и с проведением реакции магния с кислотным раствором в трещинах призабойной зоны пласта. [7]
На этом основан процесс термокислотной обработки скважин, состоящий из двух фаз: 1) обработка ствола и призабойной зоны горячей кислотой для интенсивного растворения породы с образованием максимального количества мест возможного проникновения кислоты в пласт в интервале обработки; 2) прокачка холодной кислоты, как и при обычных кислотных обработках, для дальнейшего разъедания породы с образованием сети разветвленных в глубь пласта каналов. [8]
По такой же технологии проводят импульсные термокислотные обработки скважин. [9]
Указанное снижение концентрации производится при термокислотной обработке скважин, когда после предварительного подогрева забойной зоны закачивают кислотный раствор в пласт. [10]
Действие магния на забой скважины известно из термокислотной обработки скважин, при этом температурное действие магния ограничено и оно распространяется недалеко от стенки скважины. Температура при химической реакции между соляной кислотой и магнием расходуется на непроизводительные работы: на нагревание эксплуатационной колонны и цементного кольца. В результате снижается коэффициент полезного действия термокислотной обработки. [11]
При реакции кислотного раствора с магнием выделяется большое количество тепла, в результате чего происходит нагрев забоя скважины и призабойяой зоны пласта. Вследствие этого парафиносмолистые вещества расплавляются в пршабойной зоне пласта и создаются лучшие условия для контакта растворимых включений пород пласта и продуктов коррозии с горячим кислотным раствором. В настоящее время он практически не используется в связи с появлением гранулированного или порошкового магния и из-за следующих присущих ему недостатков: 1) потери значительной части активного металлического магния в результате интенсивной реакции гидролиза в процессе спуска загруженного термореактора в обводненную нефтяную скважину или в нагнетательную скважину; 2) необходимости дополнительного проведения трудоемких спуско-подъемных операций; 3) возможности разрушения нижней части колонны насосно-компрес-сорных труб и обсадных труб прифилътровой части скважины из-за интенсивной кислотной коррозии в условиях высоких температур; 4) изготовления специальных магниевых прутков и стержней для термокислотной обработки скважин в условиях промысловых мастерских путем выпиливания из слитков магния, поступающих на промыслы с заводов. [12]
Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов: кислотной обработки скважин; гидравлического разрыва пласта; термокислотной обработки скважин; термохимической обработки скважин. [13]