Обработка глинокислотой.

Глинокислота - это смесь соляной (10%-15%) и фтористоводородной (2%-5%) кислот. Для приготовления глинокислоты используют бифторидфторид аммония. При его введении в раствор соляной кислоты, в результате реакции с последней, образуется фтористоводородная кислота. Глинокислота, проникая в призабойную зону, активно действует на карбонатные и глинистые минералы, а так же на кварцевые зёрна.

Фтористоводородная часть действует на карбонатные и силикатные породы по следующим уравнениям:

Фтористоводородная кислота - Кварц:

SiO2 + 4HF = 2H2O + SiF4;

Фтористоводородная кислота – Каолин:

H4Al2SiO9 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O;

Для предупреждения образования осадков при глинокислотных обработках предлагается проведение предварительной обработки призабойной зоны соляной кислотой с целью растворения и удаления углекислых солей кальция и магния при большом содержании карбонатных минералов. В рабочем растворе глинокислоты должно быть не больше 3% фтористоводородной и 10%-12% соляной кислот.

При использовании бифторидфторида аммония для приготовления глинокислоты, фтористо-водородная кислота образуется непосредственно в растворе в результате реакции с соляной кислотой.

NH4HF + HCl =2HF + NH4Cl;

Технология

Обычно для обработки скважин используют 8—15%-ную со­ляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его, а менее высокой — снижает эффективность взаимодействия с по­родой пласта.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницае­мостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок.

В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требует­ся 0,4—1,5 м³ раствора, причем небольшие объемы применяют при первичной обработке малопроницаемых пластов. Чем больше про­ницаемость пласта, тем больший объем кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также уве­личивают и объем кислоты.

В раствор помимо соляной кислоты целесообразно добавлять:

· ин­гибиторы коррозии, например, уникол ПБ-5, которые при малой дозировке (0,1—0,5%) снижают коррозионное действие кислоты на обору­дование в десятки раз.

· интенсификаторы, представляю­щие собой различные поверхностно-активные вещества (ПАВ) для изменения скорости реакции солянокислотного раствора, (увеличения в плотных слаборастворимых породах и уменьшения в хорошорастворимых).

Широко распространены кислотные ванны, при которых раствор соляной кислоты заливают в скважину и остав­ляют там без продавливания его в пласт. Этот вид обработки са­мый простой. Его используют для очистки забоя и стенок сква­жины от цементной и глинистой корки, смолистых веществ, отло­жений парафина и продуктов коррозии.

Подготовка к проведению кислотных ванн:

1) Скважину предварительно промы­вают от песка, продуктов коррозии и парафина.

2) Необходимое ко­личество раствора кислоты, приготовленного заранее на базе хра­нения кислот, доставляют в специальной цистерне и заливают в скважину.

Для реакции с породой кислоту оставляют в скважине на 24 ч, после чего проводят обратную про­мывку, очищая забой от загрязня­ющих веществ.

Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат подземного ремонта и располагают необходимое оборудование (рис. IV. 18).

Обработку скважины осуществ­ляют в три этапа.

1. Заполняют скважину жидко­стью: в эксплуатационную скважи­ну закачивают нефть (воду, если пластовое давление велико) до устойчивого переливания через от­вод из затрубного пространства, в нагнетательную — воду.

2. При открытом затрубном про­странстве закачивают расчетный объем раствора кислоты до запол­нения ею объема скважины от за­боя до кровли обрабатываемого пласта и полости спущенной колонны НК.Т. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки рас­четного количества кислоты задвижку на отводе из затрубья за­крывают.

3. Начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагне­тательных — воду. Если обработку кислотой проводят на скважи­не в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8—10 МПа, при последующих обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное рас­стояние от скважины.

4. После задавливаниявсего объема кислоты задвижку на устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция.

5. С помощью спущенной колонны НКТ промывают скважину, уда­ляя продукты реакции кислоты.

Затем скважина начинает эксплуа­тироваться.

Кислотную обработку под давлением применяют для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кис­лотной обработке под давлением также предшествуют гидродина­мические исследования (определение коэффициента продуктивно­сти, измерение статического и динамического уровней, забойного и пластового давлений и т. п.), промывка скважины. При этом в скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию ти­па кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от забоя участки, что повышает эффективность обработки.

При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного ремонта и оборудование для проведения процесса:

· насосный аг­регат,

· цементировочный агрегат,

· несколько емкостей (рис. IV.19).

Кислотную обработку проводят следующим образом.

1. Спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину.

2. В затрубное пространство закачивают порядка 2 м³ легко­го глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см³ и 27 м³ утяже­ленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах.

3. Закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70—80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами.

Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислотного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновре­менно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. Раствор кислоты попадает на прием насоса вместе с нефтью (так как имеет больший удельный вес, чем нефть) и в процессе пере­качивания хорошо с ней перемешивается.

После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, од­новременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она го­това для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 50—90 м³.

4. Закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закры­вают скважину на время, необходимое для реакции (2—8 ч).

5. Открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покры­ты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на за­бой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступа­ет в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, ко­торый смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.

Одна из задач технологии термокислотной обработки скважи­ны — ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта метал­лического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо зак­ладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы по­верхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.

Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздейст­вие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам.

1. Внутрипластовая термохимическая обработка — гранулы маг­ния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев зна­чительного объема пласта, удаленного от скважины, а накоплен­ное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленно­му к скважине, который растворяет парафин.

2. Внутрискважинная термохимическая обработка — гранули­рованный магний и кислоту вводят в затрубное пространство напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с маг­нием протекает во время прокачки ее через слой магния, после чего она поступает в пласт.

3. Термокислотная ванна — в заполненную фильтровую часть ствола скважины намывают гранулированный магний для реак­ции с кислотой.

 

Скважины обрабатывают в следующем порядке:

1. Заполняют скважину нефтью.

2. Внутрь колонны НКТ на штангах опу­скают реакционный наконечник, загруженный необходимым коли­чеством магния.

Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой тол­щине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диамет­ром порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса при­меняют магний в виде стружки или гранул, однако при этом не­обходимо использовать специальные дозирующие устройства.

3. Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, необходимую для первой — тепловой фазы обработки. При этом со­ляная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход жидкости в первой фазе определяют исходя из количества выде­ляющегося тепла при химической реакции.

Режим закачки должен обеспечивать температуру кислоты, прореагировавшей с магнием, 75 °С, при этом она должна быть активной для реакции с породами пласта, поскольку после реакции ее концентрация уменьшается. Так, при использовании 15 %-ного раствора кислоты после реакции его с магнием и нагре­ве до 75 °С активность раствора соответствует 12%-ной концент­рации.

4. Без остановки закачки при максимальной подаче насосов закачивают раствор кислоты для заключительной стадии обра­ботки.

5. В скважину нагнетают продавочную жидкость и продавлива­ют кислоту из полости НКТ в пласт. После этого скважину вы­держивают, как при обычной кислотной обработке.

6. Прямым или обратным способом скважину промывают и пу­скают в эксплуатацию.

Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважи­нах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из пропластков с высокой и низкой проницаемостью.

При этом в ПЗП вводят аэрированный раствор ПАВ в соляной кислоте, кото­рый проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, поскольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в ПЗП после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.

Последовательность выполнения операций при обработке сква­жин следующая:

1. У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное оборудование — кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а также агрегат подземного ремонта.

2. Извлекают из скважины насосное оборудование.

3. Одновременно с этим раствор соляной кислоты обрабатыва­ют ПАВ.

4. В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего статическому.

5. Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ в скважину. Если Р_{устье скв.} ˂ Р_{компрессора}, то кислотный агрегат и комп­рессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше, то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.

Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15—25 к 1.

6. Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жид­костью.

7. Скважину выдерживают под давлением на время, необходи­мое для реакции.

8. Промывают скважину для удаления непрореагировавшей кислоты и продуктов реакции. После этого извлекают оборудова­ние, использовавшееся при проведении обработки.

9. Осваивают скважину и пускают ее в работу.

При кислотной обработке следует выполнять следующие пра­вила техники безопасности.

Кислотную обработку скважин должна проводить подготовлен­ная бригада под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инже­нером предприятия.

Слив кислот в емкости автоцистерны должен быть механизи­рован.

Для выливания кислоты из бутылей в мерник необходимо обо­рудовать удобную площадку, позволяющую работать на ней двум человекам. Переносят бутыли по трапам с перилами.

До закачки раствора кислоты в скважину нагнетательную ли­нию опрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давле­ние. На линии устанавливают обратный клапан.

Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки кислоты в скважину. При необходимости ремонта следует прекра­тить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а ком­муникации промыть водой.

На месте работы с кислотой должен быть необходимый запас воды.

Запрещается закачивать кислоту при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

После окончания работ по закачке кислоты в скважину обору­дование и коммуникации следует тщательно промыть водой.

 

Методики обработки

Два основных типа кислотной обработки — неконтролируемый, или неизбирательный, метод и контролируемый, или избирательный, метод.

При неконтролируемой обработке вниз по обсадной колонне сначала закачивается раствор кислоты, затем достаточное количество жидкости, чтобы вытеснить кислоту в пласт. Этот метод может осуществляться с насосно-компрессорной колонной или без нее и наиболее применим в скважинах с одной продуктивной зоной, в нагнетательных скважинах или скважинах для утилизации рассола, в газовых скважинах низкого давления или низкопродуктивных скважинах. Его достоинства — экономия времени и средств, а также легкое удаление продуктов реакции из продуктивного пласта. Недостатком метода является отсутствие контроля над тем, куда направится кислота. Жидкость для воздействия на пласт может быть потеряна на непродуктивной зоне.

Методика обработки приведена ниже:

 

• удалить жидкость из скважины свабированием (поршневанием) или тартанием(откачиванием);

• закачать кислоту в скважину; если жидкость не была удалена, ее следует нагнетать в пласт перед кислотой;

• вслед за кислотой подать достаточное количество вытесняющей жидкости, чтобы заставить всю кислоту проникнуть в пласт; давление, создаваемое для нагнетания кислоты в пласт, определяется мощностью и производительностью наземных насосов;

 

• по истечении времени, достаточного для окончания реакции, удалить отработанную кислоту, содержащую продукты реакции, свабированием, тартанием, откачиванием насосом или, если забойное давление достаточно велико, фонтанированием из скважины.

В случае водонагнетательных скважин часто достаточно просто возобновить нагнетание, чтобы заставить отработанную кислоту перейти из призабойной зоны в пласт. Это не помешает дальнейшей эксплуатации. При обычной контролируемой кислотной обработке насосно-компрессорная колонна должна оставаться в скважине и должна существовать возможность заполнения скважины жидкостью. Насосно-компрессорная колонна устанавливается ниже продуктивной зоны. Сначала скважина заполняется нефтью, затем поступает кислота в количестве, достаточном для вытеснения нефти из насосно-компрессорной колонны, включая кольцевой объем над продуктивной толщей. Как только кислота оказывается на уровне продуктивного пласта, выход обсадной колонны перекрывается. Кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и продавливается в пласт. За ней следует достаточное количество вытесняющей жидкости для очистки насосно-компрессорной колонны и ствола скважины.

Другой вид контролируемой обработки — пакерный метод. В этом случае в насосно-компрессорную колонну непосредственно над зоной, подлежащей кислотной обработке, вводится пакер (расширяющаяся пробка). Скважина заполняется нефтью, после чего кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и локализуется на уровне продуктивной зоны. Затем пакер устанавливается, не позволяя кислоте перемещаться вверх по кольцевому зазору. Иногда сначала устанавливается пакер, а нефть удаляется из насосно-компрессорной колонны свабированием, после этого кислота прокачивается вниз. В некоторых случаях кислота прокачивается в насосно-компрессорную колонну, вытесняя перед собой нефть в пласт.

Преимущество пакерного метода заключается в том, что кислота запирается в участке пласта ниже пакера. Это предотвращает ее попадание в непродуктивные зоны выше по стволу скважины. При необходимости в кольцевой зазор может подаваться нефть для снижения перепада давлений на разных сторонах пакера и предотвращения его срыва.

Другие распространенные виды контролируемой обработки: метод селективных электродов, методика радиоактивных меток, комбинированные методы, а также применение шаровых уплотнителей и временных пластоза-купоривающих материалов. Все эти методы имеют свои достоинства и недостатки и подлежат тщательному анализу перед применением.

В целом достоинство селективной кислотной обработки состоит в том, что максимальное положительное действие кислоты достигается посредством ее попадания только в заданный участок. Помимо того что кислота не поступает в непродуктивные зоны, она может направляться на менее проницаемые участки, в которые в ином случае не попадет. Кроме того, кислота может быть отведена от любых известных обводненных зон, на которые обработка не сможет повлиять благотворно.

Недостатки селективной кислотной обработки заключаются в ее более высокой стоимости, сложности проведения и (в некоторых случаях) увеличении времени, необходимого для прочистки скважины после обработки.

6. Ступенчатая кислотная обработка

Ступенчатую кислотную обработку используют для плотных известняков. Скважину обрабатывают в две или несколько раздельных стадий, а не в одну общую. Это позволяет выполнить работу при более низких давлениях, чем при одной большой обработке. Обычно кислоты свабируют из скважины в промежутке между стадиями для предотвращения продавливания отработанной кислоты в глубину пласта. Иногда ступенчатая обработка применяется в известняковых пластах, где существует вероятность прорыва в обводненную зону. Это позволяет прекратить обработку при первых признаках воды. Отработанная кислота проверяется на наличие воды после каждой стадии.

Другая область применения — это очистка загрязненной приствольной зоны после одностадийной кислотной обработки. При этом облегчается более глубокое проникновение в пласт при более низких давлениях на более поздних стадиях. Если пласт содержит мелкий нерастворимый песок или частицы кремнистого сланца, способные вызвать засорение, при обычной обработке часто происходит резкое увеличение давления. В случае засорения кислота должна быть выкачана из насосно-компрессорной колонны и хорошо очищена перед продолжением обработки. Ступенчатая обработка облегчает эту задачу, потому что свежая кислота на каждой последующей стадии может проникать в пласт при более низких давлениях с более высокой скоростью.

 

 

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

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

 

Список литературы: