Кислотные обработки

Содержание  

Введение …………………………………………………………………………….3

1. Кислотные  обработки скважин…………………………………………………..5

2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки………..10

3. Технология  проведения кислотной обработки………………………………..10

4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин……………………..19

Список использованной литературы ……………………………………………..21 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение 

     Кислотная обработка скважин - химический способ интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефтяных скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами. Кислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой кислот или их смесей.

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

     Ha время взаимодействия кислотного раствора c породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых - 24 ч.

       Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного  пласта 0,5-2,5 м3 и зависит от  радиуса обработки приствольной  зоны скважины и проницаемости  пласта, в слабопроницаемых пластах  - 0,5-1,0 м3, в сильнопроницаемых пластах  - 1,0-2,5 м3.

     Если  осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органического вещества, то после промывки её соляной кислотой фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органическими растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.        

     Пo окончании времени реагирования кислотного раствора c породами водоносного  или нефтеносного пласта скважина прокачивается  эрлифтом или глубинным насосом c утилизацией жидкости на поверхности. B процессе дренирования скважины отбирают контрольные пробы жидкости и проверяют их на остаточную кислотность. После достижения значения pH, равного пластовой жидкости, прекращают прокачку и скважину вводят в эксплуатацию. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. 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 (НС1) и фтористоводородной (НР) 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+СаС0₃=СаС1₂+С0₂.

     При воздействии на доломит:

     4НС1+СаМ§(С0₃)₂=СаС1₂+М§С1₂+ Н₂0 +2С0₂.

     Продукты  реакции соляной кислоты с  карбонатами - хлористый кальций (СаС1₂) и хлористый магний (М§С1₂) - из-за их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореатировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения реакции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увеличиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.

     Следует учитывать, что при температуре выше 20° С основная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С учетом этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубоко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или предварительно охлаждать призабойную зону пласта, применять различные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.

     Скорость  растворения пород в кислоте  значительно замедляется с повышением давления. Лабораторными и промысловыми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатно-сти пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м³ кислотного раствора. С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа:

     Ре(ОН)₃+ЗНС1=РеС1₃+ЗН₂0.

     Растворимая соль хлорида железа может быть поднята  на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пуске скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и нефтепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин использовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учитывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение которых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зоны скважины. Среди таких примесей можно отметить следующие:

• хлористое железо (РеС1₂), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Ре(ОН)₃], выпадающего в виде объемистого осадка;
• серная кислота Н₂504 в растворе; при взаимодействии ее с хлористым кальцием СаС1₂ образует гипс (Са50₄*2Н₂0), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов;
• некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок;
• фтористый водород и фосфорная кислота, которые присутствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (СаР₂) и фосфорно-кислого кальция [Са₃(Р0₄)2].

     Раствор соляной кислоты для обработки  призабойных зон скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1) в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1 равна -32,8° С. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально.

     Заводами  вырабатывается несколько сортов технической  соляной кислоты, которые различаются  между собой концентрацией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, серной кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является синтетическая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее 31%, железа - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. Растворы соляной кислоты, применяемые на промыслах при обработке скважин, обладают высокими коррозионными свойствами. Чем выше концентрация НС1 в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и трещин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добавляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.

     Ингибиторы  добавляют в количестве до 0,1% в зависимости от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов применяют:

• формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7-8 раз;
• уникол ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную активность в 30-40 раз. Учитывая, что уникол не растворяется в воде, из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, его концентрацию уменьшают до 0,1%, что снижает коррозионную активность только в 15 раз.

     Ингибитор катапин А при дозировке 0,1% от объема кислотного раствора снижает коррозионную активность раствора в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м³ раствора) - в 45 раз. Защитные свойства катапина А значительно ухудшаются при высоких температурах. Например, при температуре 80-100° С его дозировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Катапин А является хорошим катионактивным ПАВ. Кроме перечисленных, имеются и другие реагенты для снижения коррозионной активности раствора НС1.

     Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария: Н₂ 30₄+ВаС1₂=Ва304+2НС1.

     В этом случае раствор соляной кислоты  перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаСЬ). Образующийся сернокислый барий Ва8С>4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодействии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и цементом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для недопущения этого применяют стабилизаторы - уксусную (СН₃СООН) и плавиковую (НР) кислоты, а также другие (лимонная, винная и другие) кислоты. Добавка плавиковой кислоты (НР) в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН₃СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа, алюминия и в значительной степени замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что способствует закачке концентрированного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя участки пласта.

     В промысловой практике используются так называемые ин-тенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта. Добавка ПАВ повышает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, мервелан К(О), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на промысловых кислотных базах и реже непосредственно на скважине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсифи-катор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

     Приготавливают  растворы НС1 со строгим соблюдением  правил техники безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Особые требования предъявляются при обращении с фтористоводородной (плавиковой) кислотой (НР), пары которой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внутренним покрытием) железнодорожных цистернах и автоцистернах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покрывают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или другим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту перевозят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах.