Солянокислотные обработки скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ       РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Кафедра разработки и 

эксплуатации нефтегазовых

месторождений

 

 

 

СОЛЯНОКИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ  СКВАЖИН

                              

                                          КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО КУРСУ «ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

КЛУШ 210700.000.ПЗ

 

 

 

 

 

Группа	ГР-01-02	Оценка	Дата	Подпись
Студент	Р. Р.  Галиев
Консультант	Ю. В. Антипин
Оценка защиты

 

 

 

 

 

2004

Содержание

 

Введение           стр. 3

1 Солянокислотные обработки  забоев скважин     стр. 5

2 Виды солянокислотных  обработок      стр.15

3 Воздействие другими  кислотами       стр.29

4 Расчет процесса солянокислотной  обработки забоя скважины  стр.34

Заключение          стр.37

Список использованной литературы      стр.38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

В процессе разработки нефтяных и  газовых месторождений, как правило  дебит эксплуатационных скважин  со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается. Иногда дебит вновь вводимых в эксплуатацию скважин оказывается намного ниже расчетного.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также  поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

Плотные слабопроницаемые коллекторы значительно ухудшают приток нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин, а в нагнетательных резко  снижают их поглотительную способность.

Снижается естественная проницаемость пород, и вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта. В процессе бурения призабойные зоны скважин часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его проницаемости.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин призабойная зона загрязняется различными механическими примесями, присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т.д.).

Для облегчения притока нефти и  газа к забоям эксплуатационных скважин  и поглощения воды нагнетательными скважинами применяют методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых и глинистых веществ,  и производительность скважины резко возрастает.

В большинстве же случаев  приходится искусственно увеличивать, число поровых каналов на забое  и удлинять их протяженность, т.е. повышать трещиноватость пород продуктивного  пласта.

По характеру воздействия  на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические. Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Солянокислотная обработка забоев скважин.

 

1. Механизм воздействия кислоты.

 

Метод солянокислотной обработки  забоев скважин основан способности  соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. При  этом химическая реакция протекает согласно следующим уравнениям:

Для известняка:

,

для доломита:

.

Полученные в результате реакции хлористый кальций (CaCl₂) и хлористый магний (MgCl₂) хорошо растворяются в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из призабойной зоны пласта. В породе пласта образуются новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины.

Применять для обработки  известняков и доломитов кислоты, такие, как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются нерастворимые  в воде соли, которые, осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород.

Эффективность взаимодействия растворов соляной кислоты с  карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры  на забое, скорости движения кислоты, характера пород и т. д.

В практике промышленного  применения обычно используют 8-15% -ную  соляную кислоту, в которой на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей концентрированной  соляной кислоты. Применять кислоты  с большей концентрацией не рекомендуется, так как концентрированная кислота, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро его разрушает. Кроме того, концентрированная кислота, химически взаимодействуя с известняками и доломитами, частично растворяет гипс, который, выпадая из раствора в виде осадка, будет закупоривать поры пласта. Применение кислотного раствора слабой концентрации потребует закачки в скважину слишком больших количеств раствора НСl, в результате чего снизится эффективность взаимодействия.

Для скважин с низким пластовым давлением и хорошей  проницаемостью продуктивных пород следует пользоваться растворами с 10-12%-ной концентрацией НСl. Скважины с высокими пластовыми давлениями и малой проницаемостью рекомендуется обрабатывать растворами с 12-15%-ной концентрацией НСl. Растворы с 8-10%-ной концентрацией целесообразно использовать при обработке скважин, эксплуатирующих песчаники с карбонатным цементом.

Объем кислотного раствора выбирают в зависимости от мощности пласта, подлежащего обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость) и числа предыдущих обработок.

На основе большого опыта  применения кислотных обработок  продуктивных пластов с карбонатными коллекторами определены средние объемы (от 0,4 до 1,5м³) раствора 8-15%-ной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала.

Небольшие объемы (0,4-0,6 м³ на 1 м мощности) применяют для обработки малопроницаемых пород с невысокими начальными дебитами скважин.

Для скважин с более  высокой проницаемостью берут несколько большие объемы (0,8-1 м³). Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости применяют 1-1,5 м³. на 1 м мощности пласта. Следует учитывать, что минимальный объем кислоты назначается при первой обработке призабойной зоны. При повторных обработках объем кислотного раствора увеличивают на 20-40% по сравнению с предыдущей обработкой.

При обработке песчаных коллекторов с карбонатным цементом следует брать не более 0,4 м³ кислотного раствора на 1 м мощности пласта, а при обработке скважин, пробуренных на плотные карбонатные, сильно трещиноватые пласты — 0,5-0,8 м³ раствора на 1 м мощности пласта.

 

2. Реагенты и химические вещества, применяемые при солянокислотных обработках.

Основные компоненты рабочего раствора при СКО – вода и соляная кислота.

При солянокислотных  обработках используют:

Синтетическую соляную  кислоту техническую с содержанием  хлористого водорода не менее 35% для  марки А и не менее 31,5% для марки  Б (сорт 1);

Абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01-714-77) с содержанием хлористого водорода не менее 22% для марки А и 20% для марки Б (сорт 2); поставщик ингибирует соляную кислоту по согласованию с потребителем.

В зависимости от сорта и марки  в составе товарной кислоты могут  содержаться примеси, которые при  превышении допустимых концентраций (таблица 1) приводят к отрицательным побочным последствиям в призабойной зоне пласта.

Таблица 1 – Характеристика соляной кислоты

Примесь	Сорт соляной кислоты
	1-й	2-й (марка А)	2-й (марка Б)
Сульфаты в пересчете  на , %	0,03	-	-
Фтористый водород, % не более	-	-	1
Железо, % не более	0,015	0,03	0,03
Серная кислота, % не более	0,005	-	-

 

Содержание сульфатов  более 0,003% в соляной технической  синтетической кислоте (сорт 1) приводит к образованию в ПЗП гипса  или безводного сульфата кальция при взаимодействии приготовленного на основе этой кислоты рабочего агента с карбонатными компонентами скелета пласта.

Наличие фтористого водорода в соляной кислоте, изготовленной  из абгазов (сорт 2, марка Б) ведет  к формированию в поровом пространстве малорастворимого осадка фтористого кальция. Поэтому данный тип товарной соляной кислоты можно использовать только при двухрастворных обработках (СКО+ГКО).

Содержание железа в  кислоте ограничено, чтобы исключить  возможность образования и выпадения в ПЗП коллоидных осадков типа гидроокиси железа Fe(OH)₃ или его основных солей.

Для устранения вредного воздействия примеси серной кислоты  необходимо до закачки кислотного раствора в пласт обработать его хлористым  барием. Реакция идет с образованием нерастворимого осадка сернокислого бария:

.

Товарная соляная кислота  имеет плотность 1154 – 1188 кг/м³, вязкость при , температуру застывания . Коррозионная активность 10-%-ного раствора HCl при по стали марки ст3 составляет 7 г/(м²*ч).

Раствор соляной кислоты, используемый при обработках скважин, разрушает металлические емкости, насосы и трубопроводы. Для предохранения металла от быстрого разъедания в кислоту добавляют специальные вещества (ингибиторы), уменьшающие коррозионное действие на металл.

К ингибиторам коррозии предъявляют ряд требований, основными из которых являются полное растворение ингибитора в соляной кислоте; неспособность образовывать нерастворимые соединения с продуктами реакции соляной кислоты, с породой пласта (CaCl₂, MgCl₂); способность реагента действовать одновременно и как поверхностно-активное вещество; высокая активность ингибитора, позволяющая использовать тот или иной ингибитор коррозии исходя из потребной скорости и времени реагирования кислоты с, породой.

Для снижения коррозионного  действия кислоты на металл часто  применяют уникол ПБ-5 (липкая темно-коричневая жидкость), который при дозировке  в пределах 0,25—0,5% снижает коррозионное действие соляной кислоты соответственно в 31 и 42 раза. Ингибитор полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильноминерализованной.

Однако при больших  добавках этого ингибитора из раствора соляной кислоты выделяется осадок в виде объемистой липкой органической массы, и это является его большим недостатком. Поэтому во избежание загрязнения пласта рекомендуется применять ингибитор с дозировкой не более 0,1%.

Хорошим ингибитором  коррозии и одновременно активным замедлителем реакции между породой и кислотой является препарат ДС (детергент советский), представляющий собой соли сульфокислот, получаемые при переработке нефти из керосино-газойлевых фракций. Добавка реагента ДС резко уменьшает коррозионное действие, а также снижает скорость реакции кислоты с известняком в 2-4 раза, что способствует более глубокому ее проникновению в пласт при обработке скважин.

Расход ДС для солянокислотных  обработок колеблется в пределах 1-1,5% к объему закачиваемого в скважину раствора кислоты.

Существенно превосходят уникол ПБ-5 по активности антикоррозионного действия такие ингибиторы, как карбозолин-О, марвелан-КО.

Карбозолин-О в химическом отношении представляет собой четвертичную аммониевую соль. При добавках его  в объеме 0,05% он превосходит уникол ПБ-5 по антикоррозионной активности.

Марвелан-КО также является четвертичной аммониевой солью, и дозировка  его, как ингибитора, может быть рекомендована  в объеме 0,10% и 0,05%.

По сравнению с ингибитором  униколом ПБ-5 реагент марвелан-КО не выделяется из кислоты в осадок после ее нейтрализации. При солянокислотных обработках глубокозалегающих продуктивных горизонтов с высокой пластовой температурой в раствор кислоты добавляют реагент И-1-А в смеси с техническим уротропином.

И-1-А – сложная композиция полиалкилперидинов. Хорошо растворим в органических растворителях (спиртах, ацетоне, кетонах), в сильных минеральных кислотах (соляной, серной и т.п.), частично в нефти, плохо – в бензине; нерастворим в воде. Скорость коррозии в ингибированном реагентом И-1-А 20%-ном растворе HCl не превышает 0,1 г/(м²*ч).

Наряду с указанными реагентами применяют и другие ингибиторы коррозии (катапины, катамины), которые являются побочными продуктами нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Иногда бывает необходимо увеличить скорость реакции соляно-кислотного раствора, как, например, в плотных слаборастворимых породах, или, наоборот, понизить, замедлить действие кислоты в хорошо растворимых карбонатных породах, чтобы обеспечить проникновение ее в активном состоянии как можно дальше в глубь пласта. С этой целью в процессе подготовки кислоты в нее добавляют вещества, называемые интенсификаторами. Они представляют собой различные поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов породы, ПАВ облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания для нефти, что способствует лучшему удалению продуктов реакции из пласта.

В качестве замедлителя  используют уксусную кислоту, добавка которой в количестве до 5% существенно снижает скорость нейтрализации кислотности солянокислотного раствора при его контакте с карбонатными компонентами пласта.

Другим замедлителем реакции является карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – продукт обработки целлюлозы монохлоруксусной кислотой или монохлорацетатом натрия, представляет собой порошок белого или кремового цвета, сравнительно медленно растворяющийся в холодной воде.

Взаимодействуя с глинами, соляная кислота образует соли алюминия, а реагируя с цементом и песчаниками, образует гель кремниевой кислоты. Продукты этих реакций могут также выпадать в осадок. Для предотвращения выпадения осадков и удержания окислов железа и алюминия в растворенном состоянии применяют стабилизаторы.— уксусную (CH₃COOH) и плавиковую (фтористо-водородную HF) кислоты.

Добавляют уксусную кислоту  в количестве 0,8—1,6% от объема разведенной  соляной кислоты. Уксусная кислота  не только замедляет процесс взаимодействия кислоты с породой, но и способствует растворению карбонатных пород.

Добавка 1-2% плавиковой кислоты улучшает условия растворения цементной корки и предупреждает возможность образования геля кремниевой кислоты.

 

3.  Базы для хранения кислот.

Прием кислоты с железной дороги, приготовление из нее раствора требуемой  концентрации и хранение осуществляются на специальной кислотной базе.

Для хранения кислот применяют  металлические резервуары емкостью 25, 50 и 100 м³, гуммированные с внутренней поверхности специальными сортами резин, эбонитов и полуэбонитов. Применяют и футеровку внутренней поверхности емкостей диабазовыми плитками с использованием кислотоупорных наполнителей для замазок — андезитовой муки или порошка № 2 из диабазового литья (20% естественного базальта, 80% диабазовой муки).

Для перевозки и хранения ингибированной соляной кислоты предусматривается защита внутренней поверхности железнодорожных цистерн и резервуаров путем нанесения с помощью обычного краскораспылителя трех слоев стойкой эмали и двух слоев химически стойкого лака.

При отсутствии этих материалов применяют расплавленные смеси каменноугольного пека, древесной смолы и канифоли или смеси асфальта, озокерита и канифоли. Ограничиваются иногда и двух-трехкратной обмазкой горячим нефтяным битумом. Однако такой способ защиты является лишь временным мероприятием.

Наружную поверхность  емкостей кислотной базы рекомендуется  покрывать химически стойкими эмалями (в три слоя) и химически стойким  лаком (два слоя), как это предусматривается  для емкостей с ингибированной кислотой. При отсутствии этих эмалей наружную поверхность резервуаров следует дважды покрывать обычными масляными красками и эмалями для металла.

Кислотная база должна быть оборудована складом для хранения вспомогательных материалов и реагентов, лабораторным пунктом для производства анализов качества кислот и душевой с горячей и холодной водой для обслуживающего персонала.

 

4. Агрегаты и средства для кислотных обработок.

Для перекачки кислот из железнодорожных цистерн в  резервуары и из них в автоцистерны применяют различные кислотоупорные центробежные насосы, рассчитанные на давление 0,1-0,3 МПа и производительность 7-90 м³/ч.

 

Рисунок 1 – Общий вид  агрегата для солянокислотной обработки  Азинмаш–30А.

Для транспортирования, смешения и производства солянокислотной  обработки призабойной зоны скважины применяется агрегат Азинмаш-ЗОА (рисунок 1). Этот агрегат смонтирован на шасси грузового автомобиля КрАЗ-257 грузоподъемностью 10-12 т. За трехплунжерным насосом на одной раме с ним установлена цистерна емкостью 6 м³, гуммированная резиной. Агрегат комплектуется дополнительной цистерной емкостью до 7 м³, оборудованной на автоприцепе, Наибольшее давление на выкиде насоса равно 50 МПа при производительности 2,5 л/с; наибольшая производительность составляет 15,7 л/с при давлении на выкиде 7,6 МПа.

Для ведения кислотных обработок внедряется комплекс оборудования, разработанный ТатНИИнефтемашем: насосный агрегат с кислотной емкостью 3 м³, смонтированный на шасси грузового автомобиля КрАЗ-255Б высокой проходимости, что позволяет транспортировать кислоту по бездорожью. Агрегат снабжен дополнительной цистерной емкостью 6 м³, установленной на автоприцепе; кислотовозом типа КП-6,5 на шасси этого же автомобиля КрАЗ-255Б и дополнительной цистерны на автоприцепе емкостью 6 м³; прицепом-цистерной, состоящей из двух емкостей общим объемом 12 м³, смонтированной на гусеничной тележке «Восток». Все емкости в этом комплексе гуммированы. Комплекс оборудования позволяет доставить 33 м³ кислоты за один рейс.

Для перевозки растворов  ингибированной соляной кислоты  используют также специальные автоцистерны объемом 4 и 20 м³. Кроме того, на промыслах для закачки раствора кислоты в скважину применяют различные цементировочные агрегаты и агрегаты для гидроразрыва пласта.

Концентрированная техническая  соляная кислота (неингибированная) транспортируется с заводов до баз хранения на промыслах, в основном, в специальных гуммированных против коррозионного разрушения железнодорожных цистернах.

Практикуется также  доставка соляной кислоты в керамических кислотостойких туриллах и в отдельных случаях в стеклянных бутылях, упакованных в открытые деревянные ящики (обрешетки) или плетеные ивовые корзины. Однако такая доставка является нежелательной, так как связана с неоправданной затратой транспортных средств и ручного труда для погрузочно-разгрузочных работ и небезопасна для обслуживающего персонала.

Ингибированную соляную  кислоту можно доставлять в обычных  железнодорожных цистернах той  же грузоподъемности, но с защитным покрытием химически стойкими эмалями и лаками. Уксусную кислоту транспортируют до кислотной базы в металлических гуммированных или в специальных алюминиевых железнодорожных цистернах Техническую плавиковую кислоту обычно доставляют в эбонитовых баллонах массой 16 кг. Хранить плавиковую кислоту в стеклянных или керамических баллонах недопустимо, так как они разъедаются от ее действия.

 

5. Приготовление раствора соляной кислоты.

Концентрированную соляную  кислоту до раствора заданной концентрации разбавляют или на месте ее хранения (кислотной базе) пли непосредственно  у скважины, подготовленной под обработку. Для ее приготовления рассчитывают требуемые количества воды и кислоты; определяют плотность товарной концентрированной кислоты в лаборатории цеха или кислотной базы (выраженную в градусах условной вязкости (°ВУ), по таблице находят НСl в весовых процентах и в граммах на 1 л.

Количество товарной кислоты в объемных единицах (в  м³), необходимое для получения раствора любого количества заданной концентрации, определяют по формуле:

          (1)

где V_T — объем товарной кислоты; — заданная плотность готового рабочего раствора, взятая по таблице исходя из заданного процентного содержания НС1 в рабочем растворе; — плотность определенной товарной кислоты.

На практике для быстроты расчетов при определении количества технической соляной кислоты для приготовления 1 м³ раствора различной концентрации пользуются таблицами.

Порядок добавления различных  реагентов в кислоту при ее подготовке следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) — техническая соляная кислота — хлористый барий — интенсификатор.

При разбавлении концентрированной  кислоты водой непосредственно у скважины используют специальные мерники. Обычно для этих целей применяют установленные на полозья передвижные промысловые мерники объемом 14 м³, внутренняя поверхность которых покрыта защитным слоем. Используются также обычные металлические мерники и без защитных покрытий с учетом заполнения их ингибированной кислотой, разведенной до 8-15%-ной концентрации. Такие мерники после опорожнения необходимо промыть сильной струёй воды, а затем слабым раствором фосфата натрия из расчета 3-4 кг тринатрийфосфата на 1 м³ воды.

 

2 Виды солянокислотных  обработок.

 

На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д.

Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда  в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты либо самотеком, либо с помощью насосов. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, опрессовывают трубопроводы

Технология различных  солянокислотных обработок неодинакова  и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт и т. д.

Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается  по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности.

 

2.1 Кислотные ванны.

Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, отложений продуктов коррозии и т. д.

Для обработки скважин  после окончания бурения с  открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекомендуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НСl, а для скважин, закрепленных обсадной колонной - раствор более низкой концентрации НСl (10-12%).

К раствору кислотных  ванн, предназначенных для растворения  окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2-3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ.

В качестве продавочной  жидкости обычно используют воду.

Если же после кислотной  ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть.

 

2.2 Кислотные обработки.

Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные  обработки. Ведется этот процесс  с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Схема расположения оборудования при обычной кислотной обработке приведена на рисунке 2. Устье скважины обвязывают с агрегатом Азинмаш-ЗОА или агрегатом другого типа и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин сырую дегазированную нефть, для нагнетательных — воду и для газовых — воду или газ, если давление газа на газосборном пункте будет достаточным для задавливания кислоты в пласт.

1. насосный агрегат типа Азинмаш;
2. емкость для кислоты на агрегате;

3- емкость с кислотой, установленная  на прицепе; 4 - емкость для кислоты; 

5 - емкость для продавочной  жидкости;

6 — устье скважины

Рисунок 2 – Расположение оборудования при обычной солянокислотной обработке.