Разработка нефтяных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Многообразие условий формирования и строения залежей нефти, технических особенностей проводки, крепления и эксплуатации скважин обусловливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе, технологических схем и регламентов проведения этого вида воздействия. Кислотное воздействие используется для:

обработки при забойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию; нефть скважина композиционный кислотный

обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды;

очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая(фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также и другие органические и неорганические кислоты: уксусную (СН₃СООН) сульфаминовую (NH₂SO₃H), серную (H₂SO₄), а также смеси органических (оксидат и др.) и неорганических кислот (глинокислота НСl+HF и др.). Однако на промыслах в основном применяются соляная и плавиковая кислоты и модифицированные составы на их основе.

Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:

К одним из основных признаков, определяющих выбор рецептуры кислотного состава, относится химический состав породы-коллектора. При этом карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа и др.), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой. Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют с учетом:

растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрализации кислоты в составе;

коррозионной активности;

эмульгирующей способности;

способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой;

величиной пластового давления.

С увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способность ее увеличивается, в то же время скорость растворения при концентрациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации кислоты и коррозионная активность, и эмульгирующая способность, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании Кислоты с пла стовой водой. Поэтому соляная кислота без добавок используется сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов со специальными присадками; оптимальная концентрация соляной кислоты принята равной 10--16%. Сульфат и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой¹) кислотами (составы 12, 13, 14).

При обработках сульфатосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния (состав 4).

Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение гипса или безводного сернокислого кальция, а их доли по массе в растворе составляют (в % вес.) соответственно:

В указанных целях целесообразно использовать пластовую воду хлор-кальциевого типа с плотностью не менее 1,18 г/см³, разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.

Ангидриты предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами, содержащими 6--10% вес. Азотнокислого калия (состав 5).

При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доза которых соответственно составляет 3--5% и 2--3% (состав 3).

Температурный режим пластов обусловливает скорость реакции кислот с породой, а повышенные температуры (более 60°С) определяют требование по применению для обработок скважин реагентов и составов с замедленными сроками нейтрализации, что повышает охват пластов обработкой по его простиранию. Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым сроком стабильности (составы 9 и 10, в которых кислота представляет дисперсную фазу, а дисперсионную среду -- нефть или нефтепродукты, которые, обволакивая капли кислоты, предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь вязкоупругими составами, повышают и охват воздействием по толщине пласта, а проникающая способность их определяется степенью дисперсности, но вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости ограничивается в основном трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами.

Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве замедлителя добавляют хлористый кальций, с вводом которого в раствор замедляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция возрастают вязкость и плотность раствора, в результате также снижается скорость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом кальции или пластовой воде хлоркальциевого типа (состав 4). Суммарный эффект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза. Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор сильной кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет диссоциацию последней, на чем основано замедленное вступление в реацию молекул слабой кислоты, так как молекулы таких кислот, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практически до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок слабых кислот используют органические кислоты -- уксусную и лимонную (состав 3). Скорость нейтрализации составов в этом случае замедляется до 4,5 раза.

Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты (состав 13),так как имеют малую степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных работ для повышения производительности скважин и их освоения находит применение оксидат (состав 14)--продукт жидкофазного окисления углеродов, содержащий в своем составе уксусную и другие органические кислоты,растворители и воду.

При температурах 115--165°С для увеличения глубины охвата по простиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентрированную соляную кислоту, ингибированную реагентом В-2. Механизм снижения скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной кислоты обусловлен изменением закономерности диссоциации при содержании хлористого водорода более 22% (состав 6).

Тип коллектора и гидродинамические характеристики скважины в призабойной и удаленной зонах определяют требования к реологическим характеристикам и проникающей способности рабочих жидкостей.

В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы -- кислотные эмульсии и пены, а также загущенные кислотные составы (составы 8, 9, 10, 11). Эти реагенты способствуют повышению охвата по простиранию и по толщине пласта, так как при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления, а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.

Механизм замедления взаимодействия кислоты с карбонатной породой в пенах обусловлен прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе,вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество, вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков и способствует прилипанию их к породе, а в нейтрализованном растворе снижает межфазное натяжение и тем самым улучщает вынос отработанного раствора с продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что создает благоприятные условия для их применения в целях повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем возможность применения кислотных пен пока что лимитируется температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и соленостью воды по хлоридам. При солености воды по хлоридам 5% и более, при температурах 604-85°С устойчивость пен мала, а при наличии слоя нефти над пеной и при фильтрации через пористые среды она разрушается. В силу указанных свойств пен их предпочтительно применять в условиях трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов, невысоких пластовых давлений и в водонагнетательных скважинах.

Кислота, загущенная карбоксилметилцеллюлозой (состав 11) имеет вязкость до 20 мПа-с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ и ССБ, адсорбируясь на породе, уменьшают площадь контакта кислоты с породой, а также снижают скорость нейтрализации кислоты. Совокупное действие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а создаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют увеличению охвата по толщине пласта. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600 подвергаются деструкции при температуре 60°С, чем и ограничивается область применения этого состава.

В пористых коллекторах с низкой проницаемостью и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью предпочтительно применять кислотные составы с повышенной проникающей способностью, к которым относят газированные кислоты, и кислоту улучшенной фильтруемости (составы 2 и 7). Газированные кислоты по содержанию в них газовой фазы подразделяются на газированные жидкости и аэрозоли; при этом в аэрозолях преобладает газовая фаза, а в газированной кислоте -- жидкая. По мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностное натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны проникать из-за противодействия капиллярных сил. В качестве газовой фазы в газированных кислотах используются воздух, азот и углекислый газ. Применение азота предпочтительно для снижения коррозионной активности и взрывобезопасности, а углекислого газа для повышения растворяющей способности системы.

Терригенные коллекторы обрабатывают смесью соляной и плавиковой кислот (глинокислота; состав 15).

Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:

SiO₂ 4HF=SiF₄+2H₂O;

Реакция с кварцем протекает медленно, а наиболее существенно при воздействии фтористоводородной кислоты на терригенные коллекторы ее взаимодействие с алюмосиликатами (например, каолином и др.), т. е. к объектам воздействия плавиковой кислоты (HF) относятся цементирующие силикатные разности -- аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты. Образовавшийся в результате реакции плавиковой кислоты и терригенной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, прочно запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной, при этом раствор соляной кислоты обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как соляная кислота с соединениями кремния практически не реагирует.Взаимодействие плавиковой кислоты с цементирующими материалами и породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т. е. разрушением структуры призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором оптимальных концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Удельный объем и состав глинокислоты подбирают опытным путем, при этом по совокупности исследовании ?а оптимальный состав считают: содержание HF -- от 3 до 5% и содержание НС1 -- от 8 до 10%, а удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3--0,4 м3 на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

При взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными разностями породы или цементирующего материала образуются нерастворимые фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терригенной породе более 2% карбонатов перед глинокислотной проводится солянокислотная обработка призабойной зоны на глубину простирания, равную или большую, чем при глинокислотном воздействии, с концентрацией соляной кислоты на 2--4% выше, чем в смеси с плавиковой. Для обработок скважин заводы-изготовители поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-714--77) и синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857--78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее): по ГОСТ 857--78--35% (марка А) и 31,5% (марка Б --первый сорт); по ТУ 6--01--714--77--22% (марка А) и 20% (марка Б).

Соляная техническая синтетическая кислота содержит до 0,03% сульфатов в пересчете на SO4. Большее содержание сульфатов приводит к образованию недопустимого количества гипса или безводного сулъфта кальция.

В соляной кислоте (марка Б, сорт 2), изготовленной из абгазов (ТУ 6--01-/714--77), содержится до 1% фтористого водорода, который при реагировании с карбонатами образует в поровом пространстве слаборастворимый осадок фтористого кальция. Поэтому для обработки карбонатных коллекторов используется абгазовая кислота марки А или марки Б 1-го сорта. Абгазовая кислота марки Б 2-го сорта пригодна лишь для глинокислотных обработок.

Соляная кислота перед поставкой ингибируется по согласованию с потребителями. В то же время по технологическим причинам производства кислоты или в результате коррозии емкостей, предназначенных для транспорта и хранения, в поставляемой соляной кислоте могут содержаться соединения железа в виде FeCl3 (хлорное железо).

После нейтрализации карбонатами рабочих растворов соляной кислоты до рН-3,5 хлорное железо гидролизуется и выпадает в объемный коллоидный осадок в проточных каналах обрабатываемого пласта в виде гидроокиси железа Fe(OH)3 или основных его солей. Поэтому содержание железа в кислоте ограничено до 0,015%, по ТУ 6--01--714--77-- до 0,03%.

Уксусная кислота 98%-ной концентрации затвердевает при температуре 16,3°--16,7°С, температура кипения 118°С. Для обработки скважины используются кислоты:

уксусная синтетическая;

уксусная лесотехническая.

В уксусной кислоте для обработки скважин примесь серной кислоты должна выдерживаться по норме.

Комплексы соединений уксусной кислоты и железа гидролизуются при разных температурах в зависимости от содержания этой кислоты. По мере увеличения содержания уксусной кислоты в составе температура гидролиза возрастает. Так, например, при содержании 2% уксусной кислоты температура гидролиза 65°С, а при 5% -- 86°С.

Доза уксусной кислоты для стабилизации кислотного раствора от выпадения железистых осадков определяется содержанием железа в рабочем кислотном растворе и составляет:

Содержание железа, % . . . . 0,01--0,1 0,1--0,3 0,3--0,5

Содержание СН₃СООН, %, . . . . 1,0 1,5 2--3

Лимонная кислота, как и уксусная, образует растворимые комплексные соединения с железом, которые не разрушаются при кипячении нейтрализованного кислотного раствора.

Лимонная кислота дозируется в количестве 0,5% от массы кислотного раствора при содержании 0,01--0,3% железа и 1% при содержании железа от 0,3 до 0,5%.

Сульфаминовая кислота относится к сильным (ее константа диссоциации при 25°С равна 1,01 10~!) и представляет собой бесцветное кристаллическое вещество. Растворимость сульфаминовой кислоты в воде--146,8 г/л при 0°С в 470,8 г/л при 80°С. В органических растворителях эта кислота не растворяется. Водные растворы ее при температурах до 60°С устойчивы; при температурах более 60°С сульфаминовая кислота гидролизуется. Так, например, 10%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты при нагревании до 80°С в течение 8 ч гидролизуется на 43,7% по схеме

2NH₂SO₂H+2H₂O NH₄OSO₃H NH₄HSО₃

В связи с гидролизом сульфаминовой кислоты ее применение для обработок скважин ограничивается пластовой температурой 60°С.

Плавиковая кислота относится к сильным и применяется при воздействии на призабойную зону для растворения частиц силикатного материала цементирующего и скелетного вещества терригенных продуктивных коллекторов, глинистого или цементного раствора, поглощенных в процессе бурения или ремонтов, а также материалов, закупоривающих поверхность забоя глинистой или цементной коркой. Качество используемой в добыче нефти плавиковой кислоты регламентируется ТУ 608--236--77 по следующим основным показателям:

Содержание фтористого водорода (HF), % (не менее) . . . . 30

Содержание кремнефтористоводородной кислоты, % (не более) 8

Содержание серной кислоты, % (не более) 2,5

Плавиковая кислота поставляется в виде водного раствора в полиэтиленовых бутылях, токсична.

Удобный заменитель плавиковой кислоты -- фторид-бифторид аммония (NHiFHF), представляющий собой твердое кристаллическое вещество. Килограмм фторид-бифторид аммония эквивалентен 0,7 кг фтористого водорода или 1,55 л 40%-ной плавиковой кислоты.

Кислоты, используемые при освоении скважин и повышении их производительности, представляют коррозионно активные среды по отношению к металлу. При 20°С и концентрации кислот 10% скорость коррозии Ст. 3 в них составляет (г/м2-ч):

Соляная кислота ……………………………………7,0

Уксусная кислота………………….. ………………2,97

Сульфаминовая кислота………………………. …2,18

Глинокислота (10% НС1 + 5% HF)…………… 43,1

С увеличением концентрации кислот и температуры коррозионная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла наземного и подземного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соляной и глинокислот в качестве ингибиторов используют формалин, катапин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. Реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии предъявляются следующие требования: эффективность ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости; растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей; допускается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся на фильтрации его; после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не должен выпадать в осадок (высаливаться); ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами реакции.

Поскольку нефтяные коллекторы по смачиваемости подразделяются на гидрофобные и гидрофильные, поверхностно-активные вещества-гидрофобизаторы при взаимодействии с коллектором адсорбируются на нем и покрывают поверхность породы, снижая площадь контакта и скорость нейтрализации кислотного состава, тогда как гидрофилизаторы инициируют взаимодействие состава и породы. Адсорбция ПАВ-гидрофобизаторов на поверхности пород способствует и ограничению водопритоков в добывающие скважины. Изменение смачиваемости пород при воздействии на них ПАВ используется также при переводе добывающих скважин в нагнетательные, для чего в призабойную зону перед пуском скважин под нагнетание закачивают растворы поверхностно-активных веществ. Удельные объемы закачки растворов изменяются от 0,5 до 5 м3/м, а концентрация ПАВ в растворе постепенно снижается от 0,3% до 0,1%. Кислотные растворы, являясь электролитами, способствуют при опреде-ленных условиях образованию в призабойной зоне стойких эмульсий. Поэтому при содержании в нефти 2% и более асфальтенов и свыше 6% силика-гелевых смол в кислотные составы обязательно вводятся деэмульгаторы, в качестве которых используются неионогенные ПАВ, например, ОП-10 в количестве 0,1--0,15% (весовых), или же другие деэмульгаторы, доза которых определяется свойствами нефти и деэмулыатора. ПАВ используется также и для повышения фильтрации кислотного раствора или составов на кислотной основе и для предупреждения блокировки призабойной зоны продуктами реакции. В указанных целях при кислотных обработках нефтедобывающих скважин целесообразнее применять катионоактивные ПАВ (например, катапин), которые понижают поверхностное натяжение на границе фаз порода -- отработанная кислота и гидрофобизируют породу, что спосбствует дополнительному приросту добычи нефти. При отсутствии катионоактивных ПАВ для обработок добывающих скважин можно применять и неионогенные ПАВ типа ОП. Эффективность этих ПАВ меньше, так как, значительно снижая поверхностное натяжение, они не являются гидрофобизаторами пород. При обработках нагнетательных скважин в кислотные составы предпочтительно добавлять неионогенные ПАВ. В результате фазовые превращения нефтей при эксплуатации залежей происходят отложения асфальтосмолистых компонентов нефтей в призабойной зоне скважин, снижающих эффективность кислотного воздействия. Для удаления таких отложений применяют термокислотные обработки и воздействуют на призабойную зону пласта органическими растворителями и мицеллярными растворами. Общее требование к составам применяемых растворителей -- недопустимость содержания в них хлор- и фторпроизводных, свободного хлора, непредельных углеводородов или других компонентов, отрицательно сказывающихся на процессе переработки нефти и качества продукции. Отложения парафинистого типа растворяют керосином, в 1 м3 которого растворяется около 200 кг парафина и смол. Для асфальтеновых отложений экономичнее применять ?бензиновую головку? (ТУ 352--53) или бензол сырой (ТУК 12--53). В указанных целях в лабораторных условиях можно подбирать регламенты применения растворителей парафина, асфальтенов и смол из полупродуктов предприятий нефтегазопереработки или нефтехимии, базирующихся на территории данного или близлежащего административного района (конденсат, бутил-бензольную фракцию, дизельное топливо и др.). При этом возможность применения выбранного растворителя следует обязательно согласовать с предприятиями нефтехимии и нефтепереработки.

Размещено на Allbest.ru