Студопедия

Главная страница Случайная страница

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Выбор метода воздействия на ПЗП.




Основное назначение методов воздействия на при забойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и наза состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смол, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

Химические. Сущность кислотных обработок скважин заключается в том, что в призабойную зону пластов с помощью насосных агрегатов закачивают кислотные растворы, которые, вступая в реакцию с растворимыми включениями пород пласта, расширяют существующие в них поры и трещины или вновь создают разветвленную сеть фильтрационных каналов.

В качестве основных кислотных растворов как в нашей стране, так и за рубежом применяют растворы соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот. Значительное применение за последнее время получили растворы бифторид—фторид аммония (NН4FНF + NН4F) в растворах соляной кислоты.

При воздействии на призабойную зону пластов растворами соляной кислоты происходит растворение карбонатов, содержащихся в породах продуктивного пласта:

Растворимые соли хлористого кальция СаCl2 и хлористого магния МgCl2 легко удаляются из призабойной зоны пласта при пуске скважины в эксплуатацию. Углекислый газ в условиях высоких пластовых давлений полностью растворяется как в воде, так и в нефти и выносится на поверхность.

Нередко под действием кислотного раствора образуются длинные дренажные каналы, которые соединяются с высокопроницаемыми участками пласта, и производительность скважин увеличивается в десятки и даже в сотни раз по сравнению с первоначальной.

Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки в целом зависят от пластовых температуры и давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт. При увеличении температуры выше 20 °С основная масса известняка растворяется сразу же в течение 5—20 мин. Следовательно, при обработке высокотемпературных скважин с целью обеспечения ввода кислотного раствора глубоко в пласт необходимо повышать скорость закачки кислоты или проводить предварительное охлаждение забоя скважины, применять различные замедлители реакции кислоты с породами пласта или получать кислоту непосредственно на забое или в призабойной зоне пласта.

С повышением давления скорость растворения пород в кислоте очень сильно замедляется. Например, при давлении 0,7 МПа время нейтрализации кислотного раствора 15 %-ной концентрации при реакции с породами пласта в 6—10 раз увеличивается по сравнению со временем нейтрализации его в атмосферных условиях; при давлении 0,7—1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30—35 раз, а при 2—6 МПа — в 70 раз.



В связи с вышеизложенным, кислотные обработки скважин условно подразделяют на простые кислотные обработки, т. е. путем продавки кислотного раствора в пласт на малой (первой) скорости насосного агрегата, и кислотные обработки под давлением. Последний вид кислотной обработки в основном применяется на высокотемпературных скважинах с высокой карбонатностью пород призабойной зоны пласта.

На основе лабораторных опытов и практики установлено, что для обработки скважин необходимо применять 10—15%-ные растворы соляной кислоты. Применение кислотного раствора большей концентрации вызывает интенсивную коррозию труб и оборудования и может привести к частичному растворению гипса, который выпадает в осадок. Однако с появлением эффективных ингибиторов коррозии, специального высокопроизводительного оборудования с хорошей противокислотной защитой, а также возможности быстрого удаления продуктов реакции из призабойных зон пластов в настоящее время стали использовать кислотные растворы более высокой концентрации (25— 28%).

В зависимости от карбонатности пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины пласта берут 0,4—1,6 м3 кислотного раствора. Для обработки слабокарбонатных песчаных коллекторов достаточно и 0,4—0,6 м3. Для обработки песчаных коллекторов обычно берут 0,4—0,6 м3 на 1 м толщины пласта, а для обработки песчаников с более высокой проницаемостью и высокой карбонатностью — несколько большие объемы (0,8—1,0 м3).



При обработке раствором соляной кислоты нагнетательных скважин с целью восстановления их приемистости она реагирует с гидроокисью железа

Растворимая соль хлорида железа может быть выброшена на поверхность изливаемой водой или закачана в глубь пласта при пуске скважины в эксплуатацию. Если призабойная зона нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, то в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа и диспергировать взвеси ила и нефтепродуктов, вынести их на поверхность изливом. Для обработки нагнетательных скважин рекомендуют брать большие объемы кислотных растворов, которые рассчитывают по количеству введенной в пласт вместе с закачиваемой водой гидроокиси железа.

Фтористоводородную (плавиковую) кислоту применяют для увеличения проницаемости призабойной зоны пластов, представленных терригенными породами, путем растворения песчано-глинистых включений пород пласта.

Реакция фтористоводородной кислоты с силикатными материалами происходит по схеме:

Первая реакция НF с кварцем протекает настолько медленно, что не представляет собой практического интереса при обработке скважин. Вторая реакция с алюмосиликатами является наиболее важной для обработки скважин и протекает довольно быстро, хотя и значительно медленнее, чем реакция соляной кислоты с карбонатами.

Образовавшийся в результате реакции фтористый кремний реагирует с водой, находящейся в растворе, по следующей схеме:

По мере снижения кислотности раствора Si(ОН)4 может превратиться из золя в студнеобразный гель, прочно запечатывающий часть порового пространства пласта. Кроме того, если в породах пласта содержатся карбонаты Са и Мg, в процессе их реакции с плавиковой кислотой образуются труднорастворимые фториды СаF2, МgF2. Поэтому для обработки скважин применяется смесь соляной кислоты с плавиковой, которая называется глинокислотой или грязевой кислотой. За оптимальное количество составных частей в глинокислоте принимают содержание НР от 3 до 5 %, а НСl —от 8 до 10 %.

Для предотвращения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты, а также фторидов перед глинокис-лотной обработкой скважины рекомендуется растворять карбонаты, содержащиеся в породах пласта, раствором соляной кислоты.

Как и плавиковая кислота, бифторид-фторид аммония применяется для приготовления рабочего раствора глинокислоты для обработки терригенных коллекторов. При растворении его в соляной кислоте образуются плавиковая кислота и хлористый аммоний

Бифторид-фторид аммония обладает многими преимуществами. Стоимость 1 м3 глинокислоты, приготовленной на основе бифторид-фторид аммония, значительно ниже стоимости 1 м3 глинокислоты, полученной за счет использования товарной плавиковой кислоты. Образование в растворе NН4Сl ее улучшает качество. Поскольку бифторид-фторид аммония — гетерогенный материал, он удобен в транспортировании и менее опасен для обслуживающего персонала, чем плавиковая кислота. Хранится и перевозится этот материал в двойных мешках (полиэтилен — бумага) или в бочках, выстланных полиэтиленовой пленкой.

Существенные недостатки кислотных обработок — это высокая коррозионная активность кислотных растворов и содержание в них вредных примесей железа, серной кислоты и др. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и трещин железом и сульфатами в растворы кислот добавляют различные химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.

Ингибиторы коррозии.Для снижения коррозионной активности кислотного раствора применяют специальные реагенты, называемые ингибиторами коррозии, добавление которых в небольших дозах в растворы кислот позволяет сохранить их первоначальную кислотность и защитить наземное и подземное оборудование от коррозионного разрушения.

На промыслы заводы поставляют солянокислотные растворы с ингибитором коррозии униколом (ПБ-5). При дозировке 0,05 % уникола ПБ-5 коррозионная активность 10%-ного кислотного раствора при нормальных условиях снижается в 15 раз, а при дозировке 0,5 % — в 42 раза. Ингибитор ПБ-5 имеет еще один недостаток — способность высаливаться в минерализованной воде или выпадать в осадок в порах пласта в виде черной липкой массы после нейтрализации кислотного раствора.

В промысловой практике применяется много других, более эффективных ингибиторов коррозии, которые являются лучшими замедлителями реакции кислотного раствора с металлом. К ним относится катапин А, дозировка 0,1 мае. % которого в кислотный раствор при температуре 70 °С снижает скорость коррозии в 31,6 раз.. Хорошие ингибиторы коррозии — это марвелан, уротропин и др. Однако большинство предложенных ингибиторов хорошо работают только при температуре до 100— 110 °С. Поэтому кислотные обработки скважин с более высокими забойными температурами рекомендуется проводить с предварительным их охлаждением прокачкой холодной воды в течение 2—3 ч

Стабилизаторы.Заводы-поставщики выпускают растворы технической синтетической соляной кислоты 31%-ной концентрации и технической кислоты I сорта 27,5 %-ной концентрации. В растворах этих кислот содержание железа не должно превышать 0,03%, а Н24 — не более 0,04%. Однако при транспортировании и хранении кислотного раствора содержание железа увеличивается. Железо, содержащееся в кислотном растворе, при обработке скважины выпадает в осадок в призабойной зоне пласта и закупоривает фильтрационные каналы, а серная кислота, соединяясь с карбонатами, образует нерастворимые даже в соляной кислоте соли СаSО4 и МgSО4. Кроме того, при соединении соляной кислоты с гипсом образуются гели кремниевой кислоты, также выпадающие в осадок.

Для удаления из солянокислотного раствора серной кислоты его обрабатывают хлористым барием, при этом сернокислый барий выпадает в осадок.

Чтобы предупредить выпадения продуктов железа и геля кремниевой кислоты в осадок в порах пласта, в солянокислотный раствор добавляют от 0,8 до 1,6 об. % уксусной кислоты. Уксусная кислота позволяет удерживать в растворе соли железа и алюминия в растворенном состоянии и замедляет процесс взаимодействия солянокислотного раствора с карбонатами. В то же время уксусная кислота растворяет и карбонаты.


mylektsii.ru - Мои Лекции - 2015-2019 год. (0.008 сек.)Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав Пожаловаться на материал