Проверила : Молдабаева Г.Ж. Выполнили : Мамбетов А., Куанышбаева Э., Омарова А.
Для кислотной обработки нефтяных и газовых скважин разработано специальное транспортное и насосное оборудование. Растворы кислоты перевозят на промысел в автоцистернах емкостью от 500 до 3500 гал. (2—13м 3 ). Химические добавки замешиваются в кислоту во время заправки цистерны. Насосы, установленные на грузовых автомобилях, используются для подачи кислоты через скважину в продуктивный пласт (рис..1). Бензиновые или дизельные моторы насосов могут развивать гидравлическую мощность до 1000 л.с. Эти большие мощности необходимы, для того чтобы заставить кислоту проникать в поры породы против естественного давления в пласте.
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
• 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.
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 (рис. 3). 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.
Ингибиторы Ингибиторы вводят в раствор кислоты для замедления скорости ее реакции с металлами. Они нужны во избежание повреждений обсадной и насосно-компрессорной колонн, насосов, клапанов и другого оборудования. Ингибиторы не прекращают реакцию между металлом и кислотой полностью, но сокращают потери металла на 95—98%. Активирующие добавки Активированная кислота представляет собой ингибированную смесь соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислот. Фторид ускоряет реакцию кислоты и позволяет кислоте растворять минералы, встречающиеся в доломите, которые иначе не растворяются. Поверхностно-активные вещества Поверхностно-активные вещества (детергенты) — это химические добавки, снижающие поверхностное натяжение раствора. Эффективность кислотного раствора улучшается при добавке необходимого детергента. Введение детергента помогает кислоте проникать в микроскопические поры горной породы. Повышенная проникающая способность кислоты приводит к большей глубине проникновения в пласт и улучшенному дренированию после обработки. Деэмульгаторы Многие из компонентов, встречающихся в природной сырой нефти, обладают эмульгирующими и стабилизирующими свойствами. Когда сырая нефть перемешивается с кислотой (или отработанной кислотой), могут образовываться эмульсии. В некоторых случаях они закупоривают пласт, снижая или даже полностью прекращая добычу из скважины. Деэмульгаторы, добавляемые в раствор кислоты, являются химическими агентами, препятствующими естественному эмульгированию сырой нефти.
Кислотные ванны кислотные обработки под повышенным давлением Термокислотная обработка пенокислотной обработке
Данные обработки применяются, как правило, в скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основной целью кислотных ванн является очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц, отложений солей пластовой воды и др. Объем кислотного раствора должен равняться объему скважины от подошвы до коллектора. Закачка расчетного объема раствора ведется при давлении, определяемом сопротивлениями в системе без задавки его в ПЗС. Концентрация раствора для кислотных ванн выше и достигает 20 %. ЭТО связано с тем, что при кислотных ваннах не происходит перемешивания раствора на забое. Время нейтрализации при таких обработках выше, чем при обычной СКО, и достигает 16-24 ч.
При обработке скважин соляной кислотой кислота проникает, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высоковязкие эмульсии, раствор полиакриламида и т.д. После этого делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступает в менее проницаемые участки. На скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или делают так называемую термокислотную обработку.
Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм, длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при обычной обработке. Можно применять и другие металлы. Например, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким калием - 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяется 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции соляной кислоты, предназначенной для термохимической обработки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключительной стадии отработки. После завершения реакции скважину осваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуатацию. Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (400-800 кг/м 2 ) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.
При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (компрессором при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэрации при объеме воздуха в м 3 на 1 м 3 кислотного раствора обычно принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А, дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к раствору соляной кислоты составляют от ОД до 0,5% от объема раствора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, сложенных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-кислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фтористого кальция СаР 2, который способен закальматировать по-ровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой приводит к растворению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязевой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктивном пласте делают соляно-кислотную ванну. Если предполагают, что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной коркой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствор плавиковой кислоты. После этого в пласт закачивают 10-15% раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления продуктов реакции из пласта.
Этот способ предусматривает отбор нефти добывающими скважинами и закачку в нагнетательные скважины воды, а также оторочек кислоты. Недостатком способа является низкая эффективность в гранулярных коллекторах, особенно при повышении обводненности скважин и в неоднородных коллекторах. Предложенный способ осуществляется следующим образом. Залежь разбуривается добывающими и нагнетательными скважинами. После разбуривания на залежи осуществляют заводнение пласта с периодической закачкой в пласт оторочек кислоты. Перед закачкой кислоты в нее добавляют загуститель, в качестве которого используют торф или уголь. Количество, объем закачиваемых оторочек кислоты с загустителем, их концентрация зависят от свойств пластовой нефти и нефтенасыщенной породы, а именно проницаемости, неоднородности, литологического состава и другого и определяется при проведении технологических и технико-экономических расчетов.
