В скважинах с зацементированным пластом направленное задавливание кислоты в заданный интервал обеспечивается установкой пакера, например обычного шлипсового типа ПШ-5 или ПШ-6, в зависимости от диаметра колонны. Успех обработки будет во многом зависеть от целостности и герметичности цементного кольца за колонной.

В скважинах с открытым стволом большой мощности задача направленного задавливания кислоты в каждый из интервалов пласта наиболее просто решается для скважин, в которых пласт вскрывается бурением после цементирования обсадной колонны в его кровле. Такая конструкция позволяет обособлять любые интервалы для обработки с использованием пакерных устройств, например применяемых в испытателях пластов или пакеров ГрозНИИ (ПК-6, ПК-8). При этом следует предварительно расточить нижний торец резиновой манжеты по форме смоуплотнения.

При неравноразмерной конструкции скважины с открытым стволом, т. е. когда диаметр открытого ствола значительно больше диаметра обсадной колонны, спущенной и зацементированной после бурения всей скважины, обособление отдельных интервалов и более сложно, и менее надежно. Здесь можно применить установку герметичного цементного моста из кислоторастворимого цемента, заливку вязкой водонефтяной эмульсии и др.

Кислотные обработки скважин с терригенными коллекторами (песчаники, алевролиты и др.).

При планировании кислотных обработок скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, необходимо учитывать следующие особенности.

1) Если в карбонатных породах кислота формирует каналы растворения, проникающие в пласты на различную глубину, то в песчаниках (в пределах отдельного элементу разреза пласта, не загрязненного какими-либо материалами) она проникает радиально от фильтрующей поверхности, образуя круговой или близкий к нему контур проникновения. При этом породы по глубине радиального проникновения подвержены сильному изменению по вертикали в связи с их неоднородностью по коллекторским свойствам. В горизонтальном же направлении, в пределах тех небольших расстояний, на которые планируется задавливание кислоты в пласт, в незагрязненном пласте мы можем рассматривать породы как однородные для различных по мощности элементов разреза. Это важная особенность песчаных коллекторов, позволяющая расчетным путем устанавливать такие основные параметры технологии, как необходимые объемы кислотных растворов и их концентрацию, если известны данные о распределении пористости и проницаемости пород, степени карбонизации их и пр. по разрезу пласта.

2). Если в карбонатных пластах кислота в процессе задавливания в пласт и во время выдерживания ее на реагировании все время находится в контакте с неограниченным количеством карбонатной породы и поэтому полностью нейтрализуется, то при обработке терригенных коллекторов с более или менее равномерно рассеянными частицами карбонатов головная часть кислоты полностью их растворяет и, продвигаясь вглубь, полностью нейтрализуется. Хвостовая же часть кислоты поступает уже в зону, полностью освобожденную от карбонатов головной частью кислоты. Поэтому после прекращения задавливапия кислоты в приствольной части пород создается зона кислоты с полностью сохранившейся начальной концентрацией НС1. И чем меньше степень карбонизации песчаников, тем больше раствора останется в форме неизрасходованной кислоты.

Виды кислотных обработок скважин, вскрывших терригенный коллектор

В зависимости от химико-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону материалов, а также от целевого назначения обработок применяются:

а) солянокислотиые обработки;

б) обработки одной глинокислотной,т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты;

в) двухрастворные обработки с задавливанием в пласт последовательно сначала раствора соляной кислоты, затем глинокнслоты.

Солянокислотные обработки. Обработка скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, одной соляной кислотой может применяться:

а) для растворения привнесенных материалов, загрязняющих забой, его фильтрующую поверхность на призабойную зону (железистые соединения - продукты коррозии в нагнетательных скважинах; кальцитовые отложения в трубах, на фильтре, на забое, а иногда и в призабойной зоне, выделившиеся из пластовых вод при эксплуатации нефтяных скважин, и т. д.). Такие обработки можно считать «очистными»;

б) для растворения карбонатов, при высоком их содержании (порядка от 10,0 до 25% и выше) при условиях:

1). в результате обработки одной соляной кислотой получается достаточно высокий эффект;

2).дополнительное воздействие на силикатную часть породы плавиковой кислотой не приводит к увеличению эффекта, но если при этом окажется, что за счет действия плавиковой кислоты происходит дезагрегация песчаника с последующим выносом больших масс песка в ствол скважины.

Подготовка скважин к обработке соляной кислотой. В нагнетательных скважинах подготовка сводится к свабировапию (гидросвабированию) с последующей прямой и обработкой промывкой. В нефтяных скважинах: отбивка забоя, при наличие пробки -- удаление ее; при наличии отложений органического типа -- парафипистых асфальтово-смолистых и других--ванна и: растворителя и промывка растворителе» (см. раздел 1), или промывка горячен нефтью, или промывка нефтью после прогрева забоя.

При обработке поверхности забоя и приствольной части призабойной зоны (при отсутствии треишноватости пород) объемы кислоты для первых обработок можно принять 100--150 л на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

При обработке призабойной зоны и системы трещин -- для первичной обработки скважин, находящихся в освоении после выхода из бурения может быть рекомендован удельный объем 0,75--1,0 м³ на 1 м мощности пласта; для обработок в процессе эксплуатации от 1,5 до 2,0 м³ на 1 м мощности. Дальнейшее увеличение объема производится в зависимости от результатов.

Концентрация НС1 в рабочем растворе -- от 12 до 15%. Обязательна добавка ингибиторов и ПАВ. Для нагнетательных скважин следует применять неионогенные ПАВ, например типа ОП-10; для нефтяных - катионоактивные - катапин-А, марвелан-К(0). Кроме того, для нагнетательных скважин обязательна добавка уксусной кислоты до 3,0%. В нефтяных скважинах она добавляется в случае загрязненности кислоты железом (по пробе рабочего раствора), В табл.4 1 приводятся примеры состава

Продавочнон жидкостью для нагнетательных скважин является вода, для нефтяных-- вода с добавлением в первые 1--2 м^э катноноактивного ПАВ.

Кислотный раствор до выхода из конца насосно-компрессорных труб закачивается на произвольной скорости. Задавливаиие кислоты в пласт как в нагнетательных, так и в нефтяных скважинах производится:

- при обработке поверхности ствола и приствольной части (очистная обработка) --

- при минимальной скорости (при том минимальном давлении на устье, которое только обеспечивает поглощение кислоты пластом) ;

- при обработке призабойной зоны и системы трещин первые 2--3 м³ задавливаются при минимальной же скорости, а задавливание остальной части раствора -- при интенсивном наращивании давления на устье для обеспечения раскрытия системы тpeщин.

Технология обработок глинокислотой

Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой.

Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал -- аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3--0,4 м³ кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75--1,0 м³ на 1 м мощности.

Средний оптимальный состав рабочего кислотного раствора: НС1 -- 8,0%; HF -- 4,0%. Не следует снижать концентрацию HF ниже 3,0% для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Равным образом для песчаников с большим содержанием глин и других алюмосиликатов в качестве верхнего предела можно принять: содержание НС1 --10,0%; содержание HF-5,0%.

При обработке глинокислоту лучше приготовлять путем растворения в солянокислотном растворе технического бифторид-фторид-аммония.

При задавливании кислоты в пласт не следует стремиться к достижению максимальных скоростей; надо первые 2--3 м³ задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую же часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

Кислотный раствор весь задавливается в пласт и выдерживается на реагирование до 8-12 ч.

Условия применения и технология двухрастворной кислотной обработки. При двухрастворной обработке сначала закачивается раствор соляной кислоты, а затем глинокислота. Такую обработку следует применять на всех месторождениях, сложенных терригепными коллекторами, содержащими карбонаты в количестве 0,5% и более. Но так как таких месторождений в России подавляющее большинство, то двухрастворная обработка должна быть самым распространенным видом кислотной обработки.

Солянокислотный раствор предназначается для растворения привнесенных загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны.

За счет этого исключается возможность образования в поровом пространстве пласта осадков фтористого кальция и других фторидов, способствующих ухудшению проницаемости пород пласта, а также связывающих определенное, иногда очень большое количество HF, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты (из состава глинокислоты) за счет ее взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного гелия кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта.

Во избежание смешивания в пограничной зоне нейтрализованной соляной кислоты с плавиковой можно первого раствора брать несколько больше (на 0,1 --1,0 м³) по сравнению с табличными данными. Составы первого и второго растворов рекомендуются те же, что и для соответствующих растворов при обработках одной соляной кислотой (первый раствор) и при обработках одной глинокислотой (второй раствор), описанных выше.

Режим закачки обоих растворов должен быть как можно замедленнее для обеспечения наиболее полного выщелачивания карбонатов первым раствором и наибольшего растворения силикатных материалов вторым раствором.

Продавочной жидкостью для нефтяных скважин является вода с добавкой катионоактивных ПАВ, для нагнетательных -- вода с добавкой неионогенных ПАВ и для газовых -- газ или вода.

Время реагирования -- от момента прекращения задавливания растворов до пуска скважины в работу -- 8--12 ч, при высоких температурах пласта время сокращается до 6--8 ч. При извлечении отработанного раствора из пласта на поверхность он ни в коем случае не должен быть допущен в систему сбора нефти или газа, так как первые его порции (хвостовые - при закачке) должны обладать высокой кислотной активностью. Поэтому он должен быть сброшен в грязевой приямок у скважины или в другое удобное место.

Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины.

На практике применяется совмещение кислотных обработок со следующими процессами:

а) с гидравлическим разрывом пласта;

б) с применением забойного гндровпбратора (ГВЗ-108), разработанного МИНХ и ГП;

в) с предварительным свабированием и гидросвабированием;

г) с предварительным электропрогревом пласта.

Документация, контроль и наблюдения

кислотная обработка скважина

При проведении кислотных обработок обычно составляются следующие документы:

1) план-задание на проведение обработки и 2) акт о фактическом выполнении его.

План-задание должен содержать, по возможности, исчерпывающие данные о скважине и полное изложение планируемых работ при обработке, в частности:

а) геолого-эксплуатационные показатели;

6) целевое назначение обработки, интервал воздействия;

в) данные о предыдущих обработках и их эффективности;

г) состояние забоя скважины и его фильтрующей поверхности;

д) результаты гидродинамических исследоваиий - индикаторная диаграмма, про вшемость призабойной зоны и удаленной части пласта, диаграмма профиля приемистости в нагнетательных и профиля притока в нефтяных и газовых скважинах;

е) глубина спуска и диаметр насоснокомпрессорных труб;

ж) перечень планируемых работ по подготовке скважины к обработке;

а) основные элементы технологии обработки и порядок проведения ее;

и) дебиты нефти, газа и воды или суточная приемистость скважины по 4--5 качественным замерам в течение 10 последних сут. перед остановкой скважины на обработку. В случае отсутствия таких замеров производительность скважины перед обработкой определяется по данным замеров за последние 30 сут.

Акт выполнения обработки желательно составлять с фиксацией в нем всех явлении, наблюдавшихся на скважине во время обработки, колебания давления во времени на устье -- на агрегатах, в трубах и в затрубном пространстве. Фиксируется производительность скважины после обработки по учащенным замерам, по крайней мере, в течение первого месяца после обработки. Фиксируются также все отклонения от плана-задания с указанием причин, вызвавших отклонения. Следует периодически анализировать всю документацию по обработкам и на основе этого анализа устанавливать виды и технологию обработок, в наибольшей мере отвечающих условиям данного месторождения.

Материально-техническая база для кислотных обработок. Кислотная база

Кислотная база предназначена для приема с железнодорожного транспорта кислот и других материалов, хранения их, приготовления рабочих кислотных растворов, налива в автоцистерны для доставки на скважины.

Схема обустройства базы приведена на рис.3.7. Число емкостей определяется масштабом обработок. Емкости гуммируются для защиты их от коррозионного разрушения кислотами и растворами. От действии соляной кислоты при обычной температуре хорошо защищает резина № 4476, а при температуре до 70° С следует употреблять резину ИРП-1025 или эбонит 1726. Он стоек к уксусной и плавиковой кислотам при повышенных температурах - до 70 и 50° С соответственно. От действия уксусной кислоты любой концентрации при обычной температуре (20° С) хорошо защищает металл емкостей полуэбонит 1751.

Наружные поверхности емкостей достаточно покрыть в три слоя химически стойкой эмалью ХСЭ-93 с последующим нанесением двух слоев лака ХСЛ-91. Этим же способом можно защитить внутреннюю и внешнюю поверхности автоцистерн, служащих для развозки рабочих кислотных растворов с добавленными в него ингибиторами.

Рис. 3.7 Схема обустройства кислотной базы.

1 - подъезд для автотранспорта к емкостям; 2 - стационарные емкости для хранения соляной кислоты; 3 - емкости для разведения ингибиторов и ПАВ; 4- центробежные насосы; 5 - помещение для бригады; 6 - лаборатория; 7 - душевая; 8 - будка для охраны; 9 - холодный склад; 10 - утепленный склад; 11- емкости для хранения уксусной кислоты; 12 - дренаж; 13 - железнодорожный тупик; 14 - железнодорожная цистерна с кислотой; 15 - кислотовоз.

Насосы и насосные агрегаты

Центробежные кислотоупорные насосы.

Для перекачки кислоты применяются кислотоупорные центробежные насосы с небольшим напором и большой производительностью. В табл. X. 8 приведены характеристики таких насосов, выпускаемых отечественной промышленностью.

Агрегат Азинмаш-30. Агрегат создан Азербайджанским институтом нефтяного машиностроения специально для кислотных обработок.

Агрегат имеет гуммированную резиной цистерну из двух отсеков емкостями 2,7 и 5,3 м³ и дополнительную емкость на прицепе с двумя отсеками по 3 м³ каждый.

Азинмаш-30 оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом типа 2 НК-500 одинарного действия. В табл. 3.9 приведена его характеристика.

Кроме агрегата Азинмаш-30, на промыслах применяют для закачки кислотных растворов цементировочные агрегаты ЦА-320М и 2АН-500. Хотя они используются для закачки ингибированных растворов, насосная часть их сильно изнашивается от кислотной коррозии и они часто выходят из строя. Во избежание этого необходимо после завершения работы всю гидравлическую часть агрегатов промывать чистой водой, в последних порциях - с добавкой тринатрий-фосфата с концентрацией 0,3-0,5% и более.

Транспортировка кислот и рабочих растворов

Как концентрированные кислоты, так и их растворы транспортируются в автоцистернах, гуммированных соответствующими материалами (автоцистерна 4ЦР или ЗЦР емкостью 9,15 м³; ЦР-20 емкостью 17 м³).

Для перевозки ингибированных рабочих кислотных растворов можно применять автоцистерны, защищенные многослойными покрытиями кислотостойкими эмалями и лаками. Если внутри цистерн смонтировано подогревательное устройство, то его приходится демонтировать, так как оно затрудняет гуммирование. Кроме автоцистерн, для перевозки кислот и растворов применяются обычные промысловые мерники, защищенные так же, как и автоцистерны. Они устанавливаются на санях из труб для перемещения их трактором от скважины к скважине.

Ингибиторы коррозии

Под ингибиторами коррозии понимаются - специальные реагенты, добавление которых в небольших количествах сильно снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла наземного оборудования - емкости хранения кислот и их растворов, передвижные емкости всех видов, насосные агрегаты, линии обвязки и прочее оборудование, а также металла подземного обустройства скважин - подъемная колонна насосно-компрессорных труб, эксплуатационная (обсадная) колонна, фильтры и проч.

Ингибирование кислотных (рабочих) растворов является совершенно обязательной операцией для каждой кислотной обработки, а игнорирование этого требования должно рассматриваться как грубое нарушение технологии.

В качестве ингибиторов применяются следующие реагенты.

Ингибитор катапин-А (алкилбензилпири-динийхлорид). Этот реагент считается одним из лучших ингибиторов солянокислотной коррозии стали. При дозировке его в количестве 0,1% от общего количества рабочего кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 55--65 раз. Даже при такой незначительной добавке, как 0,025% от количества раствора или 0,25 кг катапина на 1 м³ 10%-ной кислоты, коррозионная активность последней снижается в 45 раз.

Катапин-А хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты в поровом пространстве пласта за счет реагирования ее с карбонатной породой каких-либо осадков не образуется. По совокупности технических и экономических показателей в качестве средней дозировки катапина-А может быть принято 0,05% от количества кислотного раствора. Для усиления защиты металла в условиях производства кислотной обработки (продолжительность хранения раствора или обработки, повышенная температура на поверхности или в скважине и т. д.) эта дозировка может быть повышена до 0,1 и до 0,2%. Необходимо учитывать, что катапин-А при высоких температурах в скважине сильно снижает антикоррозионную активность. Поэтому при 80 -t- 100° С и выше следует применять другие реагенты. Лишь в случае отсутствия лучших необходимых реагентов при высоких температурах (80--100° С) можно применять катапин-А дозировкой 0,2% с добавлением 0,2% уротропина. Но при этом коррозия будет снижена всего в 15--20 раз.

Реагенты катапин-К и катамин-А также можно применять при обработке пластов с обычными температурами (20--40° С), так как их защитные свойства превышают таковые реагентов ПБ-5, уротропина и формалина.Однако они как ингибиторы уступают катапину-А, поэтому средние дозировки рекомендуются следующие (в %): катапин-А-- 0,05; катапин-К -- 0,10; катамин-А -- 0,20.

Реагенты катапин-А и катамин-А являются хорошими катионоактивными ПАВ.

Ингибитор марвелан-К(О). Представляет собой четвертичную аммонийную соль 1-ок-сиэтил-1-метил-2-гептадецинил-имидазолина. Поставляется из ГДР. Как ингибитор значительно уступает катапину-А. Активность его как ингибитора отличается тем, что при изменении дозировки от 0,05 до 0,5% коррозионная активность снижается, соответственно, в 13,5 и 16,7 раза, т. е. относительно мало зависит от изменения дозировки в 10 раз. При дозировке в 0,05% марвелан-К(О) близок по активности к реагенту ПБ-5, но при более высоких дозировках уступает ему. Рекомендуется средняя дозировка марвелана-К(О) --0,1%. Этот ингибитор является высокоактивным катионоактивным ПАВ.

Ингибитор И-1-А. Реагент предложен группой авторов под общим руководством проф. С. А. Балезина (Государственный педагогический институт им. В. И. Ленина). Наибольшей активностью этот реагент обладает в композиции с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А+ 0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора ( + 20° С) снижается в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А + 0,8% уротропина -- в 55 раз.

Реагент И-1-А уступает по своей антикоррозионной активности катапину-А, так как снижение коррозионной активности кислоты в 55 раз достигается при дозировке катапина-А всего 0,1%, при снижении затрат на ингибирование в 3 раза по сравнению с реагентом И-1-А. Для обработок скважин с обычной температурой пласта предпочтительна (в случае отсутствия катапина-А) дозировка 0,1% М-1-А + 0,2% уротропина во избежание чрезмерных затрат на ингибнрование кислотного раствора.

Реагент И-1-А имеет большое преимущество по сравнению с катапином-А для условий обработки скважин с высокой температурой пласта.

Комбинация его с уротропином и йодистым калием. по данным лаборатории С. А. Балезина, дает вполне удовлетворительные результаты для температур пласта до 130° С. В этих условиях предпочтительнее использовать следующий состав, снижающий коррозионную активность кислоты в 40 раз: 0,4% И-1-А + 0,8% уротропина + 0,01% I.

Для более высоких температур надежного реагента-ингибитора коррозии на сегодня пока нет.

Ингибитор В-2 -- реагент, выпускаемый Волгоградским химкомбинатом. Защитные свойства его определяются следующими показателями технических условий завода-изготовителя.

Скорость растворения стали (Ст. 3, Ст. 20) при 20° С за 24 ч при дозировке В-2 0,25--1,0%, составляет:

а) в технической соляной кислоте по ГОСТ 857--57 --не выше 0,15;

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%.

Приобретать В-2 следует в чистом виде, без добавок каких бы то ни было поверхностно-активных веществ (ПАВ). Добавление ПАВ к кислотным растворам должен производить сам потребитель -- НГДУ, подбирая их соответственно условиям и целевому назначению обработок.

Вопрос о применении ингибитора В-2 при обработках скважин с высокими температурами на забое находится в стадии разрешения в научно-исследовательских организациях.

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. Однако при общей недостаточности промышленного производства хороших ингибиторов, например катапина-А, необходимо иметь в резерве и этот реагент, чтобы не допускать обработок скважин неингибированной кислотой. В этом случае рекомендуется дозировка ПБ-5, по крайней мере в 10 раз меньшая, чем та, которая требуется техническими условиями. ВТУ МХП 2345--50 (0,8--1,0%), т. е. .ограничиться дозировкой 0,1% ПБ-5 и даже до 0,05%. При этом снижается степень защиты металла от коррозионного разрушения, но в 10--20 раз уменьшается количество осадка органической массы в порах пласта.

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.

Большее значение уротропин имеет не как самостоятельный ингибитор, а как средство, активизирующее защитное действие таких реагентов, как катапин-А и И-1-А.

Защита металла от коррозии горячей соляной кислотой. В ряде нефтяных районов (Ставрополье, Чечено-Ингушетия и др.) приходится производить обработки скважин с температурой забоя в 150--175° С и выше. В этих условиях защита металла оборудования скважин достигается осуществлением специальных мероприятий, рекомендованных на основе исследований ГрозНИИ:

а) закачкой кислотного раствора в скважину и в пласт в виде эмульсии «кислота в нефти»;

б) закачкой кислотного раствора с ингибиторами, действующими в пределах 100-- 130° С, после того как колонна и забой скважины охлаждены до этих температур прокачкой воды (прямая промывка) в течение 2--3 ч;

в) предельно возможным сокращением времени контакта закачиваемой кислоты с металлом за счет максимальных скоростей, при закачке кислоты в скважину и в пласт.

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.

При отсутствии катионоактивных ПАВ можно применять и неионогенные ПАВ, такие, как ОП-10, ОП-7, 44-11, тержитол и другие, с дозировкой 0,2%, а также такой анионоактивной ПАВ, как Са-ДС, с той же концентрацией (0,2%).

Эффективность этих ПАВ значительно меньше, так как, значительно снижая поверхностное натяжение, они не являются гидрофобизаторами пород.

При обработках нагнетательных скважин наиболее эффективно применение ПАВ при кислотных обработках нагнетательных скважин разрезающих рядов, как при освоении их, т. е. при переводе под закачку воды нефтяных скважин, так и в процессе эксплуатации для восстановления и увеличения приемистости.

В этих случаях, кроме свойства снижать поверхностное натяжение на границе «отработанная кислота -- нефть», имеет большое значение гидрофилизующее действие ПАВ. Поэтому наиболее эффективными будут неионогенные ПАВ отечественного производства, например оксиэтилированные алкил-фенолы (ОП-10 и др.), а также зарубежные реагенты -- типа тержитол, реагенты 44-11, 44-22 и другие с дозировкой в первой половине кислотного раствора 0,2--0,3% и во второй половине - 0,1 %.

Органические растворители

Отложения органических масс (парафи новые, парафино-смолистые, асфальтено смолистые и др.) в трубах, на забое v в поровом пространстве призабойной зонц 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.

Техника и технология кислотных обработок скважин

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м³ или УР-20 емкостью 17 м³. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м³, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м³/ч и напора от 8 до 30 м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси -- «Азинмаш-ЗОА» (рис. 3.1) с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м³ и 5,3 м³, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м³ каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 2НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром ПО и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять три-натрийфосфат в количестве 0,3--0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках или в ваннах показана на рис. 3.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-ЗОА» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается недостаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

Рис. 3.8 Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш ЗОА:

1- кабина машиниста (пульт управления); 2-коробка отбора мощности; 3-емкость для реагента; 4- насос 4НК-500; 5- выкидной трубопровод; 6- редуктор; 7- шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8- -- цистерна для раствора кислоты; 9- комплект присоединительных шлангов; 10- ящик для инструментов; 11- горловина цистерны

При термокислотной обработке используются реакционные наконечники, изготавливаемые из обычных нефтепроводных труб диаметром 100 и 75 мм. Внутренняя полость трубы загружается магнием в виде стружки или в виде брусков, а ее поверхность перфорируется мелкими отверстиями.

Расчет кислотной обработки скважины

Задача. Определить необходимое количество реагентов и составить план обработки призабойной зоны соляной кислотой для следующих условий: глубина скважины 1600 м; вскрытая толщина карбонатного коллектора h = 27 м; диаметр скважины по долоту D = 0,220 м; пластовое давление 15 МПа; пластовая температура 50 °С; коэффициент проницаемости 0,2*10^-12 м²; коэффициент продуктивности 50 м³/(сут*МПа); внутренний диаметр НКТ d = 0,062 м.

Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый карбонатный пласт 15 %-ным раствором соляной кислоты из расчета 1 м³ раствора на 1 м толщины пласта. Плотность кислоты при 25 °С р₂₅ = 1134 кг/м³. В связи с близостью подошвенной воды нижние 10 м (h') продуктивного пласта не обрабатывали.

Решение. Необходимый объем раствора W_p = 1 (27 -- 10) = 17 м³.

Для определения объема товарной кислоты обычно пользуются таблицами и пересчетными коэффициентами. Методику расчета можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена ее концентрацией. При известной объемной доле кислоты ее W_K определяем по формуле

W_K =W_p*p(5,09x_p + 999)/[X_K(5,09*X_k+ 999)],

где x_k , хр объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно,%

При объемной доле товарной кислоты 27,5 % найдем ее объем

W_к = 17*15,0(5,09*15,0 + 999)/[27,5(5,09*27,5+ 999)] =8,75 м³.

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объем товарной кислоты рассчитывается по формуле

W к = W_P5, 09х_p [(5,09x_р + 999)/[р_к (р_к -- 999)],

где P_k -- плотность товарной кислоты при 15 °С.

Если плотность кислоты определена при другой температуре, то для ее пересчета необходимо воспользоваться следующей формулой:

р ₁₅ = р _t + (2,67* 10^-3 p _t - 2,52) (t - 15),

где p_t, p₁₅ -- плотности кислотного раствора при температурах t и 15 °С соответственно, кг/м³.

Находим плотность кислоты при 15 °С

р₁₅= 1134+ (2,67*10^-3 - 1134 -- 2, 52) (25-- 15) = 1139 кг/м³.

Объем товарной кислоты

W_K = 17*5,09 -15, 0(5, 09*15,0 + 999)/[1139 (1139 -- 999)] = 8,75 м³.

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле

W_yk = b_ук*Wp/C_ук = 3*17/80 = 0,638 м³,

где b_ук -- норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, b_ук = 3 %; Сук -- объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80 %. В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого

W_и= b_и*W_p/ С_и = 0,2*17 / 100 = 0,034 м³,

где b_к -- выбранная объемная доля реагента в растворе, %; с -- объемная доля товарного продукта (ингибитора).

Количество интенсификатора (принимаем Марвелан-К (О)):

W_ИНТ = b _ИHT W_P/100 = 0,3*17/100 = 0,051 м³,

где b_ИНТ -- норма добавки интенсификатора, принятая равной 0,3 % . Желательно в первую половину раствора добавить 0,5 % -- 42 л, во вторую 0,1 % -- 9л.

При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4 % серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле

G_хб = 21,ЗW_р(аx_р/x_к -- 0,02)

где 21,3 -- масса хлористого бария (кг), необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты; ах_р/х_к -- объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе; а -- объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; 0,02 -- допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³ его объем определяют

Wxб = Gхб/4000 == 21,3* 17 (0,4*15.0/27,5 -- 0,02)/4000 = 0,018 м³.

Объем воды для приготовления кислотного раствора

W_B = W_p-- W_K -- ?W_pear = 17,0 - 8,75- 0,638- 0,034 - 0,051 - 0,018 = 7,509 м³.

Порядок приготовления кислотного раствора

Наливают в мерник 7,509 м³ воды, добавляют к воде 0,034 м³ ингибитора В-2; 0,638 м³ уксусной кислоты; 8,75 м³ товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера.

Для условий задачи

Р_р = 999/2 +v (999/2)² +p_k (р_к -- 999) W_K/W_P = 999/2 +

+ v (999/2)²+ 1134(1134 -- 999)8,75/17 = 1072 кг/м³.

Для определения р_р плотность товарной кислоты нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора.

Если замеренная плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту. Обычно корректировка не требуется, если нет грубых ошибок в расчетах или в дозировке, так как возможные погрешности при расчетах меньше, чем ошибка при замере плотности ареометром.

Затем добавляют в раствор 72 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 мин после этого добавляют 51 л интенсификатора Марвелан-К (О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2--3 ч до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-ЗОА и другие емкости.

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.

На первый взгляд кажется, что скважина должна самозапуститься. При открытии задвижки на выкидной линии жидкость начнет поступать из пласта, но через некоторое время, после частичной замены нефти в стволе скважины продуктами реакции, приток прекратится.

После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

Для увеличения эффективности кислотного воздействия на породу желательно, чтобы активная кислота проникала на большее расстояние от скважины. Радиус обработанной зоны увеличивается с ростом скорости закачки. Кроме того, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта кислоты с оборудованием и уменьшает коррозию последнего.

Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давление, создаваемое насосом, было достаточно для продавки раствора в пласт при максимально возможной его подаче. В табл. 1.1 приведены характеристики агрегата Азинмаш-ЗОА.

Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом q = 6,85 л/с.

Рвн = Рзаб --Рж + р_т = 26,84 -- 14,04 + 1,32= 14,12 МПа,

где р_заб -- максимальное забойное давление при продавке раствора

Рзаб=р_пл+q*10 ^-3*86400/К = 15 + 6,85*10^-3-86400/50 = 26,84 МПа,

р_ж -- гидростатическое давление столба продавочной жидкости (нефть с плотностью 900 кг/кг³)

Px = pg(L-- h') =900*9,81 (1600-- 10)10^-6 = 14,04 МПа,

Таблица 1.1 Техническая характеристика агрегата Азинмаш-ЗОА

Скорость	Плунжер диаметром 100 мм	Плунжер диаметром 120 мм
	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа
II	2,50	47,6	3,60	33,2
III	4,76	25,0	6,85	17,4
IV	8,48	14,0	12,22	9,7
V	10,81	11,0	15,72	7,6

р_т -- потери давления на трение

р_т =лv²Lp/(2d) = 0,0221 *2,27^2*1600*900*10^-6/(2*0,062) = 1,32 МПа,

v-- скорость движения жидкости по трубам

v =q 10^-3/(0,785d²) = 6,85*10^-3/(0,785*0,062²) = 2,27 м/с,

л -- коэффициент гидравлического сопротивления

л=0,3164/Re ^0.25 = 0.3164/42222⁰'²⁵ =0,0221,

Re -- число Рейнольдса

Re = vdp/м = 2,27*0,062*900/(3- 10^-3) = 42 222,

(м -- динамическая вязкость продавочной нефти, равная 3 мПа-с.

Подобные расчеты, проведенные для закачки в скважину жидкости с расходом 8,48 л/с, показали, что необходимое давление на выкиде насоса должно быть 17,35 МПа. При работе агрегата на IV скорости такое давление не обеспечивается.

Итак, при закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-30А работает на III скорости при диаметре плунжера 120 мм. При этом давление на выкиде насоса (17,4 МПа) больше, чем необходимо для продавки в пласт раствора с дебитом 6,85 л/с.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора

ф= (Wp + V_H) 10³/(q-3600) = (17 + 5,413) 10³/(6,85*3600) = 0,9ч.

Список использованной литературы

1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова.-М. Недра, 1974.-700с.

2. В.М.Муравьёв Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.-М. Недра,1973.-382с.

3. В.И.Щуров Технология и техника добычи нефти.-М.Недра,1983.-511с.

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Учебник для

вузов/ И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный.-М.Недра,1984.-272с.,ил.

Размещено на Allbest.ru