______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Содержание
Введение 6
1 Соляно-кислотные обработки скважин 7
2. Приготовление рабочего раствора соляной кислоты 12
3. Виды солянокислотных обработок и технологий их проведении 14
Заключение 22
Список использованных источников 23
Введение
В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях Российской Федерации вследствие вступления залежей с благоприятными геолого – промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки.
Сложившаяся ситуация требует обратить внимание на уже разрабатываемые месторождения, их состояние и методы их эксплуатации.
Для повышения нефтеотдачи, на месторождениях приходится применять специальные программы интенсификации, которые приводят к осложнению условий эксплуатации. Необходим анализ применяемых методов увеличения нефтеотдачи, а также выявление возможности применения новых технологий добычи нефти.
1 Соляно-кислотные обработки скважин
Наиболее эффективным и часто применяемым методом обработки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НСl) и фтористоводородной (НF) кислоты.
Соляно-кислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы-известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:
|
|
2НС1+СаСО3=СаС12+СО2.
При воздействии на доломит:
4НС1+СаМg(СО3)2=СаС12+МgС12+ Н2О +2СО2.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (МgС12) - из-за их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения реакции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные кан!алы и расшир!яются естественные трещ!ины продуктивного плас!та. В резул!ьтате значительно увеличи!ваются область дренир!ования скважин и дебиты нефтяных или приеми!стость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обраб!отки в осно!вном предназначены для ввода кисл!оты в пласт, по возмож!ности, на значит!ельные от заб!оя скважины расст!ояния с цел!ью расширения кана!лов и улучш!ения их сообщае!мости, а так!же для очистки порового простр!анства от илис!тых образований. Глубина проникновения кисло!тного раствора в пласт и эффективность кисло!тной обработки зави!сят от пласт!овой температуры, давле!ния, концентрации кисло!тного раствора и химического сост!ава пород, а также от объема кисло!тного раствора и скорости закачки его в пласт.
След!ует учитывать, что при темпер!атуре выше 20° С основная мас!са известняка раство!ряется в тече!ние 20-30 минут. С учетом это!го, при кисло!тной обработке сква!жин с высо!кой забойной темпер!атурой для обеспе!чения ввода кислотного раствора глубоко в пла!ст следует повышать скорость закачки кислоты или предварительно охлаж!дать призабойную зо!ну пласта, применять различные замедл!ители реакции кисл!оты с поро!дами пласта и т.д.
|
|
Скор!ость растворения пор!од в кисл!оте значительно замедляется с повышением давления. Лаборат!орными и промысловыми испытаниями устано!влено, что в зависи!мости от карбо!натности пород, их проница!емости и темпер!атуры на 1 м толщины пла!ста в сред!нем расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного раств!ора. С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует име!ть в виду, что кисло!тный раствор реаги!рует с гидроо!кисью железа:
Ре(!ОН)3+ЗНС1=РеС13+ЗН2О.
Растворимая соль хлор!ида железа мож!ет быть подн!ята на поверх!ность
при самои!зливе или зака!чена вглубь пла!ста при пус!ке скважины под нагнетание. В тех случ!аях, когда призаб!ойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью корроз!ионных отложений, ила и высокомол!екулярных компонентов нефти, в резул!ьтате кислотной обработки удается растворить продукты желе!за, диспергировать взв!еси ила и нефтепродуктов и вынести их на поверх!ность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнета!тельных скважин использовать большие объ!емы кислотных раств!оров. Необходимо учиты!вать, что в кислоте все!гда присутствуют прим!еси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нераств!оримые в раст!воре нейтрализованной кислоты осадки, выпад!ение которых в порах пла!ста снижает проница!емость призабойной зоны скважины. Сре!ди таких прим!есей можно отме!тить следующие:
- хлори!стое железо (РеС12), образующееся в результате гидролиза гидрата оки!си железа [Ре(О!Н)з], выпадающего в виде объеми!стого осадка;
|
|
- сер!ная кислота Н28О4 в растворе; при взаимодействии ее с хлори!стым кальцием СаС12 образует ги!пс (Са8О4-2Н2О), кото!рый удерживается в растворе ли!шь в незначи!тельных количествах. Осно!вная масса гип!са выпадает в осадок в виде волокн!истой массы иголь!чатых кристаллов;
- некоторые реагенты, ввод!имые в раст!вор кислоты в качестве антикорр!озионных добавок;
- фтори!стый водород и фосфорная кисл!ота, которые присут!ствуют в соля!ной кислоте (при некоторых технолог!ических схемах ее производства) и при реагир!овании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтори!стого кальция (СаР2) и фосфорно-кислого кальция [Са3(РО4)2].
Раст!вор соляной кисл!оты для обраб!отки призабойных зон скважин готов!ится с содерж!анием чистой соля!ной кислоты (НС1) в пред!елах 15%. При боль!шем ее содержании нейтрализованный раст!вор получается оче!нь вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин плас!та. Температура замер!зания 15% раствора НС1 равна -32,8° С. Для проведения кислотных обраб!оток объем и концентрация раст!вора кислоты приготав!ливаются для кажд!ого месторождения и каждой сква!жины индивидуально.
Заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кисл!оты, которые различ!аются между собой концентрацией НС1 и содерж!анием в ней вредных примесей: железа, серной кислоты и др. С учетом это!го лучшим сортом является синтетическая соляная кисл!ота с содерж!анием НС1 - не менее 31%, жел!еза - не бол!ее 0,02%, серной кисл!оты - не более 0,005%. Растворы соля!ной кислоты, примен!яемые на промы!слах при обраб!отке скважин, обла!дают высокими коррозионными свойствами. Чем выше концен!трация НС1 в растворе кислоты, тем в большей ме!ре и быстрее происходит корроз!ионное разрушение мета!лла. Для бор!ьбы с корро!зией и предупр!еждения закупоривания пор и трещин железом и сульфатами в растворы соля!ной кислоты добавляют химические реаге!нты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.
Ингибиторы добавляют в количестве до 0,1% в зависи!мости от ти!па ингибитора и его концент!рации. В качестве ингибиторов приме!няют:
- формалин (0,6%), снижающий коррозионную актив!ность в 7-8 раз;
- уникод ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий корроз!ионную активность в 30-40 раз. Учиты!вая, что уникод не раство!ряется в вод!е, из нейтрали!зованной (отреагированной) кисл!оты он выпа!дает в осад!ок, его концен!трацию уменьшают до 0,1%, что сниж!ает коррозионную актив!ность только в 15 раз.
Ингибитор каталин А при дозир!овке 0,1% от объ!ема кислотного раст!вора снижает корроз!ионную активность раст!вора в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. Защи!тные свойства ката!пина А значит!ельно ухудшаются при высоких темпера!турах. Например, при температуре 80-100° С его дозир!овка увеличивается до 0,2% с доба!вкой 0,2% уротропина. Ката!лин А явля!ется хорошим катионактивным ПАВ. Кроме перечисленных, имею!тся и дру!гие реагенты для снижения коррозионной активности раст!вора НС1.
Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удерживания в растворенном состо!янии продуктов реак!ции примесей раст!вора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соля!ной кислоты вред!ной примеси сер!ной кислоты и превращения ее в растворимую соль бар!ия:
Н2SО4+ВаС12=ВаSО4+2НС1.
В эт!ом случае раст!вор соляной кисл!оты перед зака!чкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бар!ия (ВаС12). Образу!ющийся сернокислый бар!ий ВаSО4 ле!гко удерживается в растворе и удаляется из пор пла!ста в жид!ком состоянии вместе с другими продуктами реак!ции. Соляная кисл!ота при взаимод!ействии с глинами образует со!ли алюминия, а с песчаниками и цементом - гель кремн!иевой кислоты, выпад!ающие в осад!ок.
Для недопу!щения этого применяют стабилизаторы - уксу!сную (СН3СОО!Н) и плави!ковую (НF) кислоты, а также дру!гие (лимонная, винная и другие) кислоты. Доба!вка плавиковой кисл!оты (НF) в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремн!иевой кислоты, закупори!вающего поры и трещины коллек!тора, а так!же способствует лучш!ему растворению цемен!тной корки.
Уксу!сная кислота (СН3С!ООН) удерживает в растворенном состо!янии соли желе!за, алюминия и в значит!ельной степени замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что способствует зака!чке концентрированного раст!вора соляной кисл!оты в бол!ее удаленные от забоя учас!тки пласта.
В промысловой прак!тике используются так называемые интенсиф!икаторы.
Интенсификаторы - это поверхностно-активные веще!ства (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натяж!ение продуктов реак!ции.
Адсорбируясь на стенках поро!вых каналов, интенсиф!икаторы облегчают отдел!ение от породы воды и улучшают усло!вия смачивания пор!од нефтью, что облегчает удаление продуктов реак!ции из плас!та. Добавка ПАВ повышает эффекти!вность кислотных обраб!оток. Некоторые ингиби!торы, такие как катапин А, мервелан К(О), одновременно выпол!няют роль интенсифи!каторов, так как являются и активными ПАВа!ми. В каче!стве интенсификаторов испол!ьзуют такие ПАВ!ы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд друг!их. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раст!вора и 0,1% для оставшейся час!ти раствора. Растворы соляной кисл!оты обычно готовят на промыс!ловых кислотных баз!ах и ре!же непосредственно на скважине. Для приготовления рабо!чего раствора внач!але в расче!тное количество во!ды вводят ингибитор и стабили!затор, а зат!ем соляную кисл!оту.
После перемеш!ивания добавляют хлори!стый барий, снова перемешивают до исчезновения хлоп!ьев хлористого бар!ия, контролируя анали!зами проб. Пос!ле этого добав!ляют интенсификатор, сно!ва перемешивают и дают раст!вору отстояться до полного осветления и осажд!ения сернокислого бар!ия.
Приготавливают раст!воры НС1 со строгим соблюд!ением правил техн!ики безопасности, которые предусматривают нали!чие специальной одеж!ды, резиновых перча!ток, очков и другое. Особые требования предъявляются при обращ!ении с фтористоводородной (плавиковой) кисл!отой (НF), пары кото!рой ядовиты. Соля!ную кислоту перев!озят в гуммиро!ванных (с резиновым внутренним покры!тием) железнодорожных цисте!рнах и автоцис!тернах. Иногда цист!ерны для защ!иты от корр!озии внутри покры!вают в неско!лько слоев химич!ески стойкой эма!лью (ХСЭ-93) или другим химич!ески стойким материалом. Плавиковую кисл!оту перевозят в эбонитовых 20-ти литровых сосу!дах.
2 Приготовление рабочего раствора соляной кислоты
Концентрированную соляную кисл!оту разбавляют до заданного содер!жания НСl (рабочего раств!ора) на месте ее хран!ения или непосредственно у скважины пер!ед ее обработкой.
Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь разли!чную концентрацию, необх!одимо определить колич!ество воды, потребное для ее разбавления до заданной концен!трации.
Объем товарной кислоты VT, необходимый для получ!ения Vp кубометров рабо!чего раствора зада!нной концентрации, опред!еляют по фор!муле
где VT — объем концентрированной товарной кислоты, м3; – объем рабочего раствора,.м3; 
T– плотность товарной кислоты, г/см3; – заданная плотность готового рабочего раствора кислоты, г/см3 (находят по таблицу 1 исходя из заданного процентного содержания НСl в рабочем растворе).
Таблица 1 – Плотность растворов соляной кислоты при 15° С и содержание НС1
| Плотность ври 15° С, г/см3 | Концентрация НСl, % вес | Содержа ние HСl в 1 м3, кг | Плотность при 15° с, г/см4 | Концентрация НСl, % вес | Содержание НСl в 1 м3, кг |
| 1.030 | 5,15 | 0,063 | 1,105 | 20,97 | 0,232 |
| 1,035 | 7,15 | 0,074 | 1,110 | 21,92 | 0,243 |
| 1,040 | 8,16 | 0,084 | 1,115 | 22,85 | 0,255 |
| 1,045 | 9,16 | 0,096 | 1,120 | 23,82 | 0,267 |
| 1,050 | 10,17 | 0,107 | 1,125 | 24,78 | 0,279 |
| 1,055 | 11,18 | 0,118 | 1,130 | 25,75 | 0,291 |
| 1,060 | 12,19 | 0,129 | 1,135 | 26,70 | 0,302 |
| 1,065 | 13,19 | 0,140 | 1,140 | 27,60 | 0,315 |
| 1,070 | 14,17 | 0,152 | 1,145 | 28,61 | 0,328 |
| 1,075 | 15,16 | 0,163 | 1,150 | 29,57 | 0,340 |
| 1,080 | 16,15 | 0,174 | 1,155 | 30,55 | 0,353 |
| 1,085 | 17,13 | 0,186 | 1,160 | 31,52 | 0,356 |
| 1,090 | 18,11 | 0,197 | 1,165 | 32,49 | 0,379 |
| 1,095 | 19,06 | 0,209 | 1,170 | 33,46 | 0,391 |
| 1,100 | 20,01 | 0,220 | 1,180 | 35,39 | 0,404 |
Раствор заданной концентрации приготавливают следующим образом. Кислоту, развед!енную в протарир!ованных емкостях, смеши!вают с расчетным количеством воды и необхо!димыми добавками (ингиби!торами, ПАВ и др.). Добавки ингибиторов и ПАВ обы!чно настолько незначи!тельны, что попр!авки на объемы эт!их реагентов не вводятся.
3 Виды солянокислотных обработок и технологий их проведении
На прак!тике широко приме!няют следующие разнови!дности кислотных обраб!оток: 1) кислотные ван!ны; 2) обычные кислотные; 3) под давле!нием; 4) пенокислотные; 5) серий!ные; 6) поиптервальные (ступен!чатые); 7) кислотоструйные; 8) термохим!ические и термоки!слотные.
Кислотные ванны предназначены для очистки поверх!ности открытого заб!оя и стенок скважины от цементной и глинистой кор!ок, смолистых веще!ств, продуктов корро!зии, кальциевых отложений из пласт!овых вод, а также для очистки филь!тра в скваж!инах со спуще!нным перфорированным «хвосто!виком» в интер!вале продуктивного объе!кта, освобождения прихвач!енного пробкой подземного оборудования, очис!тки забоя и фильтровой части после ремон!тных работ.
Кисло!тная ванна отлич!ается от дру!гих видов солянокислотных обработок тем, что рабо!чий раствор кисл!оты закачивают в скважину в объеме ств!ола (или колонны) до заб!оя, не продав!ливая в пла!ст. При этом раствор кисл!оты выдерживают в интервале обраб!отки в тече!ние 16–24 ч.
Зат!ем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реак!ции удаляют из скважины обратной промывкой.
Сква!жины с откр!ытым стволом обы!чно обрабатывают кисло!тным раствором с содержанием НСl от 15 до 20%, а обсаженные скважины – раствором с содержанием НСl от 10 до 12%. В качестве промыв!очной жидкости обы!чно применяют во!ду.
Обычные (простые) кислотные обработки предназначены для воздействия на породы призаб!ойной зоны с целью увели!чения их проницаемости; процесс веде!тся с обязат!ельным задавливанием кислоты в пласт.
Подготовка сква!жины заключается в очистке ее забоя от пробки. Для очистки стенок колонны и труб от продуктов корр!озии в скважину закачивают раст!вор соляной кислоты и, не продавливая в пласт, выдерж!ивают ее в течение нескольких часов (кисл!отная ванна). Зат!ем кислоту вымы!вают на поверхность обратной промывкой.
Процесс соляноки!слотной обработки сква!жин заключается в следующем. Внач!але путем зака!чки нефти или воды создают циркуляцию (рисунок 1, а).Зат!ем при откр!ытом кране на отводе затрубного пространства в трубы закач!ивают расчетное количество приготовленного раст!вора соляной кисл!оты. При эт!ом объем пер!вой порции кисл!оты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака тр!уб до кро!вли пласта (рис!унок 1, б). По!сле этого закры!вают кран на отводе затрубного пространства и под давле!нием закачивают в скважину оста!тки кислотного раств!ора. Кислота начи!нает проникать в пласт (рис!унок 1, в). Оставшуюся в тру!бах и в фильтровок час!ти скважины кисл!оту также продавлипают в пла!ст нефтью или водой (рисунок 1, г).
Потре!бный для обраб!отки объем кислотного раствора выби!рают в зависи!мости от мощности и физических свойств плас!та, химического сост!ава породы и количества преды!дущих обработок.
Рисунок 1 – Схема обработки скважины соляной кислотной.
На основании имеющ!егося опыта по обработке карбон!атных коллекторов рекомен!дуются следующие сред!ние объемы потре!бного кислотного раст!вора на 1 м обрабатываемого интервала пласта (кис!лота 8–15%-ной концент!рации), м3:
для первьчных обраб!оток гранулярных пород:
малопропицаскых, топкекористых…………………. 0,4–0,6
высокопроницгемых………………………………… 0,6–1,0
для вторичных обраб!оток гранулярных пород:
малопроницаемых, гонкопорис!тых………………… 0,6–1,0
высокопроницаемых………………………………….1,0–1,5
для первичных обработок трещиноватых пород……0,6–0,8
для втори!чных обработок трещин!оватых пород……1,0–1,5
Для последующих обработок объем кисло!тного раствора увелич!ивают на 20–40% или повышают концен!трацию рабочего раст!вора.
При простых обработках необхо!димо, чтобы уров!ень кислоты в затрубном простр!анстве в пер!иод закачки и продавки ее в пласт находился тол!ько в пред!елах интервала ств!ола скважины, выбра!нного для обработки.
Важное усло!вие успешности соляноки!слотных обработок – время выдерживания кисл!оты в пласте, которое зависит от мно!гих факторов и для разли!чных условий разл!ично.
Ориентировочно мож!но рекомендовать следу!ющие сроки выдержи!вания: при остав!лении последней пор!ции кислоты в открытом ств!оле скважины – от 8–12 ч до 24 ч:
При задавливании всей кислоты в пласт:
при температуре заб!оя 15–30о С – до 2 ч;
при темпер!атуре от 30 до 60° С – 1–1,5 ч.
Точные сро!ки времени выдерживания кислоты па реагирование устанавл!иваются опытным пут!ем для кажд!ого эксплуатационного объе!кта на основе определения остат!очной кислотности раст!вора после различных сроков выдерж!ивания его в пласте.
Кислотные обработки под давлением приме!няют с цел!ью продавливания кисл!оты в малопрон!ицаемые интервалы продукт!ивного пласта. Эт!от вид обраб!отки рекомендуется прово!дить с примен!ением пакера.
При открытом кра!не на отв!оде затрубного пространства и непоса!женном пакере в скважину закач!ивают кислоту в объеме тр!уб и подпак!ерного пространства, пос!ле чего паке!ром герметизируют затру!бное пространство и закачивают кисл!оту в объ!еме спущенных труб с максим!альным повышением тем!па закачки. Зат!ем, не сни!жая давления, вслед за кисл!отой прокачивают расче!тный объем продав!очной жидкости и закрывают кр!ан на голо!вке арматуры. Скважину оставляют в покое до полного спа!да или стабил!изации давления.
Рисунок 2 – Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами:
1 – компрессор; 2 – кислотный агрегат; 3 – аэратор; 4 – крестовина;
5 – обратный клапан.
Пенокислотные обработки приме!няют при боль!ших мощностях пла!ста или низ!ких пластовых давле!ниях. Сущность этого вида обраб!отки заключается в том, что в призабойную зону сква!жины вводят аэрированный раствор ПАВ в ви!де лены.
Для пенокислотной обраб!отки используют кисло!тный агрегат, передв!ижной компрессор (или воздух из ГВРБ) и аэратор. Схема обвязки оборуд!ования устья сква!жины показана на рисунок 2, 2.
Аэра!тор (рисунок 2, З) предназначен для перемешивания раствора соляной кисл!оты с воздухом (аэрации) и образования пены. Для созд!ания пены к раствору кисл!оты добавляют 0,1–0,5% ПАВ от объ!ема раствора при средней степ!ени аэрации (т. е. объема воздуха в кубических мет!рах на 1 м3 кислотного раст!вора в пред!елах 15–25). В качестве ПАВ приме!няют сульфонол, ОП-7, ОП-Ю, ката!нии, дисолван и др.
Серийные обработки заключаются в том, что призабойную зо!ну скважины обраба!тыпают несколько раз с интервалами между обраб!отками в 5–10 сут!ок с цел!ью вывода сква!жины на максим!альную производительность за короткий ср!ок.
Поинтервальными (ступенчатыми) называют последов!ательные обработки неско!льких интервалов пла!ста значительной мощн!ости с целью полного охв!ата пласта но всей мощн!ости или отдел!ьных его продук!тивных пропластков. Пос!ле обработки нер!пою интервала и кратковременной его эксплуатации принудительно!-направленным способом обрабатывают следующий инте!рвал или пропл!асток и т. д., пока полностью не будут охвачены мощность пла!ста или его пропластки.
Поинтер!вальные обработки применяют в нефтя!ных, газовых и нагнетательных скваж!инах с открытым забоем, а также в скважинах, закреп!ленных обсадной колон!ной. Проводить их целесообразно л начальный пер!иод эксплуатации скважин или пос!ле выхода их из буре!ния.
Кислотоструйные обраб!отки через гидромон!иторные насадки (соп!ла). Сущность мет!ода заключается в том, что растворяющее дейс!твие активном кисл!оты и механи!ческое разрушающее действие струи большого напора способс!твуют: очистке сте!нок скважин от цементной и глинистой кор!ок; разрушению и удалению плот!ных забойных песчаных пробок стру!ями, направленными в пробку; интенс!ивному разрушению пор!од с созда!нием каналов раство!рения в зада!нном интервале пла!ста для послед!ующего направленного гидравли!ческого разрыва пла!ста.
При так!их обработках необходимо обеспечивать максимально возможную для данного диам!етра сопла скор!ость выходящей стр!уп.
Термохимические обработки. Сущность мет!ода заключается в обработке сква!жины горячен соля!ной кислотой, наг!рев которой проис!ходит за сч!ет теплового эффе!кта экзотермической реакции между кисл!отой и магн!ием (или другими химреагентами) в специальном реакционном наконечнике, спущенном па НКТ в пред!елы интервала, намеченного под обработку.
Рисунок 3 – Аэратор:
1 – гайка под трубы; 2 – переводник; 3 – корпус; 4 – труба для воздуха;
5 – центратор; 6 – фланец с прокладкой; 7 – труба для кислотного раствора
Термокислотные обработки – комбинир!ованный процесс, в первой фа!зе которого осущест!вляется термохимическая обраб!отка, во вто!рой (без пере!рыва во врем!ени после термохим!ической) – обычная соляноки!слотная обработка.
Термохим!ическую обработку приме!няют для очистки призабойной зоны скважин от асфальтосмолистых, парафи!новых и дру!гих отложений. Наиб!олее целесообразно приме!нять обработки при температуре забоя не бол!ее 40о С. При растворении 1 кг магния в соляной кислоте выдел!яется 18,9 МДж теп!ла.
Для раство!рения 1 кг маг!ния необходимо 18,6 л 15%-ной соля!ной кислоты, кото!рая при этом полностью нейтрализуется и выдели!вшимся теплом (18,9 МДж) нагревается до температуры 308о С. Оптима!льным для обработки считают так!ое соотношение количества магния и соляной кислоты, при кото!ром остаточная концен!трация НС1 составляет 11–12%, а темпер!атура кислотного раст!вора на выходе из наконе!чника 75–80° С. Такое соотношение (при температуре на забое сква!жины 20–30о С) достигается, если на 1 кг магния прихо!дится от 70 до 100л 15%-ной соляной кислоты. В табл!ице 2 приведены данные о необходимых количествах соляной кислоты.
Таблица 2 – Количество 15%-ной соляной кислоты, потребное для термо-химической обработки
| Увеличение температуры, °С | Количество 15%-ной соляной кислоты (в л) на количество магния, кг | Остаточная концентрация НС1, % | |||
| 10,5 | |||||
| 11,0 | |||||
| 11,4 | |||||
| 12,2 |
Заключение
В заключение отметим, что кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах призабойной зоны скважины (ПЗС) образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин. На промыслах применяют следующие виды солянокислотной обработки: кислотные ванны, простые кислотные обработки, кислотные обработки под давлением (в том числе с применением нефтекислотных эмульсий), термокислотные обработки, пенокислотные и термопенокислотные обработки, гидроимпульсные кислотные обработки, кислотоструйные обработки, обработки глинокислотой и др.
Список использованных источников
1. Багаутдинов А.К., Барков С.Л., Белевич Г.К. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.
2. Ибатулов К.А. "Гидравлические машины и механизмы в нефтяной промышленности" / - Москва, издательство "Недра", 2012 г.
3. Кудинов В.Е./ Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. / Кудинов В.Е., Сучков Б.М. / - Москва, издательство "Недра", 2014 г.
4. Кудинов В.Е. "Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской республики, системой горизонтальных скважин". / Кудинов В.Е., Богомольный Е.И., Дацик М.И. и другие, 2015 г.
5. Ляпков П.Д. К расчету режима работы погружного винтового насоса в нефтяной скважине. / П.Д. Ляпков. Труды ВНИИ. Выпуск №51. / - Москва, издательство "Недра", 1987 г.
6. Максимов В.П. "Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях". / Максимов В.П. / - Москва, издательство "Недра", 2016 год.