Кислотная обработка. 3

Федеральное государственное  образовательное учреждение

высшего профессионального  образования

«Сибирский федеральный  университет»

 

 

 

 

Реферат

 

По предмету: ТиТ добычи и подготовки нефти и газа

 

На тему: Кислотная обработка

 

 

 

Студента Vкурса СФУ

факультет ИНГ 07 - 01

специальность

 

 

 

Красноярск 2011

Содержание

1. Введение
2. Предварительное испытание
3. Оборудование для кислотной обработки
4. Технология проведения кислотной обработки
5. Добавки при кислотной обработки
6. Список использованной литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

         Если испытания показывают, что скважина экономически выгодна для добычи, но по какой - либо причине скорость тока неудовлетворительна, то можно провести воздействие на пласт для повышения ее производительности. Самый старый способ воздействия – нитроглицериновое торпедирование. Нитроглицерин опускали в скважину, и взрыв создавал трещины и щели в пласте. При этом добыча, в общем, улучшалась, но ствол скважины разрушался.

       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.

        Впервые кислоту использовали для воздействия на пласт в 1895г. Кислота, закачиваемая в микроскопические протоки пласта горной породы, растворяет ее и таким образом увеличивает проходы. Это улучшает приток коллекторных жидкостей к скважине. Хотя при этом удавалось добиться значительного увеличения объемов добычи, но оказалось, что кислотные растворы вызывают чрезвычайно сильную коррозию скважинного оборудования и этот метод был забыт.

Разработка в 1932 г. Химических ингибиторов, позволяющих растворам  кислот избирательно вступать в реакцию  с породой, не поражая скважинного  оборудования, возродила интерес  к кислотной обработке скважин. Благодаря отличным результатам, полученным с помощью улучшенной кислотной  методики воздействия, применение этой технологии расширились, и в настоящее  время она является одной из стандартных  методик закачивания и восстановления скважин.

          На протяжении последнего десятилетия происходит непрерывное ухудшение качества запасов сырьевой базы страны. Это объясняется в первую очередь стремлением многих нефтедобывающих компаний вести первоочередную выработку наиболее продуктивных объектов и сокращением объемов геологоразведочных работ. Дальнейший прирост извлекаемых запасов может происходить только за счет увеличения нефтеотдачи пластов. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НС1) и фтористоводородной (НР) кислоты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Предварительные испытания

        При кислотной обработке следует оценить несколько характеристик, поэтому испытания так важны. Керны или обломки выбуренной породы дают сведения о пористости, проницаемости и насыщенности пласта водой и нефтью. Образец сырой нефти из пласта можно также проверить на склонность к эмульгированию. Если сырая нефть образует эмульсии либо со свежей, либо с отработанной кислотой, следует добавлять соответствующие деэмульсаторы. 

           Другой важный фактор — выяснение способности к набуханию силикатных компонентов пород пласта. В некоторых случаях частицы глин и бентонитов могут увеличиваться в размерах в несколько раз под действием кислотных растворов. Эти увеличившиеся частицы способны заблокировать микроскопические протоки в коллекторе или, что еще хуже, уменьшить размер протоков по сравнению с начальным. Таким образом, если проверка показывает, что образец породы имеет склонность к набуханию, необходимы дополнительные средства контроля силикатов для предохранения от набухания и вызываемого им повреждения.

 

 

 

 

 

 

 

 

Оборудование, применяемое  при  проведении  кислотной обработки

      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—13м³). Химические добавки замешиваются в кислоту во время заправки цистерны.

          Насосы, установленные на грузовых автомобилях, используются для подачи кислоты через скважину в продуктивный пласт. 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.  

Например, применяют специальный агрегат «Азинмаш-30», смонтированный на шасси вездеходного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями по 5,3 м3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емкостью 6 м3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух отсеков. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлениях закачки 5,0-7,6 МПа.

Насосный агрегат для  кислотных обработок Азинмаш - 30А.

1 - кабина машиниста (пульт  управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос  4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.

   

На промыслах иногда применяют  цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-500. Цементировочный агрегат ЦА-320 (УНБ-125х32, АНЦ-320) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании и кислотной обработки скважин в процессе бурения и капитального ремонта, при проведении других промывочно - продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах. Если поршневая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном исполнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой.

 

         Агрегат кислотной обработки  скважин СИН-32 на шасси Урал  предназначена для транспортирования и нагнетания ингибированных растворов соляной кислоты с концентрацией до 35%, глинокислот (содержание HF до 5%, HCL до 24%), КСПО-2, растворов щелочей и солевых растворов.

      Агрегат  СИН-32 имеет оптимальное расположение  органов управления, сниженный вес  элементов манифольда, что облегчает работу обслуживающего персонала и повышает эксплуатационные качества установки. Управление и контроль работы установки осуществляется из кабины водителя. Емкость установки имеет внутреннее химостойкое покрытие, что обеспечивает долговременную защиту от воздействия кислот, а также позволяет проводить промывку горячей водой или паром.

Используемый насос высокого давления СИН-32 имеет небольшие габаритные размеры и массу, облегченное  обслуживание и ремонт за счет соединения гидроблока шпильками с корпусом. Насос может работать с различными жидкостями за счет применения плунжеров  с химически и эрозионно-стойкими покрытиями и уплотнений, стойких  к агрессивным средам.

Агрегат СИН-32 выпускается  на шасси Урал-4320 с емкостью объемом 7 000 л (СИН-32.02), и на шасси Урал-55571 с емкостью объемом 5 000 л (СИН-32-03). Возможна установка трехсекционной емкости, позволяющей работать одновременно с тремя различными агрессивными жидкостями.

       Приготовление и перевозку кислотных растворов  осуществляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м3 или ЦР-20 вместимостью 17,0 м ив мерниках, гуммированных или покрытых специальными лаками или эмалями. В промысловых условиях в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки, кислотные обработки в динамическом режиме и так далее.

 

 

Технология проведения  кислотной  обработки

        Два основных типа кислотной обработки — неконтролируемый, или неизбирательный, метод и контролируемый, или избирательный, метод.

       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.

                                    Методика обработки:

• удалить жидкость из скважины свабированием (порщневанием) 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.

    В случае водонагнетательных скважин часто достаточно просто возобновить нагнетание, чтобы заставить отработанную кислоту перейти из призабойной зоны в пласт. Это не помешает дальнейшей эксплуатации.

     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 — покерный метод. 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 а 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.

    Другие распространенные виды контролируемой обработки: метод селективных электродов, методика радиоактивных меток, комбинированные методы, а также применение щаровых уплотнителей и временных пластозакупоривающих материалов. Все эти методы имеют свои достоинства и недостатки и подлежат тщательному анализу перед применением.

     В целом достоинство селективной кислотной обработки состоит в том, что максимальное положительное действие кислоты достигается посредством ее попадания только в заданный участок. Помимо того что кислота не поступает в непродуктивные зоны, она может направляться на менее проницаемые участки, в которые в ином случае не попадет. Кроме того, кислота может быть отведена от любых известных обводненных зон, на которые обработка не сможет повлиять благотворно.

     Недостатки селективной кислотной обработки заключаются в ее более высокой стоимости, сложности проведенияи (в некоторых случаях) увеличении времени, необходимого для прочистки скважины после обработки.

Ступенчатая кислотная  обработка

       Ступенчатую кислотную обработку используют для плотных известняков. Скважину обрабатывают в две или несколько раздельных стадий, а не в одну общую. Это позволяет выполнить работу при более низких давлениях, чем при одной большой обработке. Обычно кислоты свабируют из скважины в промежутке между стадиями для предотвращения продавливания отработанной кислоты в глубину пласта.

    Иногда ступенчатая обработка применяется в известняковых пластах, где существует вероятность прорыва в обводненную зону. Это позволяет прекратить обработку при первых признаках воды. Отработанная кислота проверяется на наличие воды после каждой стадии.

     Другая область применения — это очистка загрязненной приствольной зоны после одностадийной кислотной обработки. При этом облегчается более глубокое проникновение в пласт при более низких давлениях на более поздних стадиях.

     Если пласт содержит мелкий нерастворимый песок или частицы кремнистого сланца, способные вызвать засорение, при обычной обработке часто происходит резкое увеличение давления. В случае засорения кислота должна быть выкачана из насосно-компрессорной колонны и хорошо очищена перед продолжением обработки.

     Ступенчатая обработка облегчает эту задачу, потому что свежая кислота на каждой последующей стадии может проникать в пласт при более низких давлениях с более высокой скоростью.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Добавки при кислотной обработке

      Физические и химические характеристики пластовых пород часто влияют на результаты интенсификации скважины с помощью химической обработки. В некоторых случаях специальные добавки улучшают действие кислоты или предупреждают осложнения, связанные с очисткой при извлечении отработанной или старой кислоты по окончании работы.

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 на95—98%. Эти химикаты не влияют на скорость реакции с известняком, доломитом или растворимыми в кислоте сланцами. В настоящее время кислота, применяемая для такой обработки, всегда смешивается с каким-либо ингибитором. Один из видов ингибиторов — органические, такие как азот- или серосодержащие органические вещества, второй — неорганические, главным образом на основе меди. Раньше пользовались мышьяком, но сейчас от него отказались.

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.

     В кристаллических структурах доломита часто присутствуют межкристаллические пленки оксида кремния, нерастворимые в соляной кислоте. В таком случае кислота не может вступить в контакт с растворимыми участками породы. Плавиковая кислота растворяет оксид кремния и дает соляной кислоте возможность проникнуть к растворимым участкам.

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.

    Помимо этого детергенты позволяют кислоте проникать в пленки, окружающие породу и выстилающие поры, обеспечивая контакт кислоты с породой и ее растворение. Детергенты облегчают возвращение отработанной кислоты после обработки. Важно, чтобы не оставалась кислота, которая закупоривает протоки. Детергент обеспечивает более полное смачивание, он также снижает сопротивление продвижения кислоты. Отработанная кислота обычно возвращается сквозь обработанный участок. Эта операция особенно важна в скважинах с низким давлением.

      Преимущество от использования детергентов также заключается в их деэмульгирующем действии. Детергенты ингибируют возникновение эмульсии или разрушают уже образовавшиеся.

      Применение детергентов в кислотных растворах приводит к удалению значительных количеств рассола вместе с отработанной кислотой. Таким образом пласт освобождается от загрязнений, которые могли бы ограничить продуктивность скважины.

 

Деэмулъгаторы

      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.

Контроль силикатов

      Силикатные компоненты — глины и илистые отложения— содержатся в большинстве известняков и доломитов. Для силикатов характерно набухание в отработанной кислоте. Естественно, эта реакция нежелательна. Набухшие частицы могут закупорить протоки в пласте и снизить скорость добычи.

      Добавки для контроля силикатов представляют собой химикаты, предназначенные для предотвращения поглощения воды свободными частицами силикатов. Некоторые вещества препятствуют расходованию растворов кислоты за пределами интервала рН, в котором частицы силикатов занимают наименьший возможный объем. Другие химические добавки заставляют частицы силикатов сжиматься, так как вытесняют поглощенную ими жидкость, заменяя ее водоотталкивающей органической пленкой. Подбор правильных добавок для контроля силикатов позволяет регулировать закупоривание пласта, применять более низкие давления обработки, сокращать время очистки уменьшать возникновение эмульсий, стабилизированных частицами.

Горячая кислота

       Горячие растворы кислоты благотворно влияют на скважины, где пластовые породы или отложения в стволе скважины растворяются медленно и с трудом удаляются. При нагревании кислоты время реакции сокращается и достигается большая эффективность обработки. Такая обработка особенно ценна на скважинах, где минеральные отложения на фильтрах и оборудовании скважины мешают добыче. Она также эффективна для повышения нефтеотдачи скважин, частично закупоренных малорастворимыми минералами.

      Иногда одновременно с горячей кислотой применяются органические и углеводородные растворители. Сочетание высокой температуры и действия растворителей эффективно, когда существенные отложения, затрудняющие добычу, накапливаются в протоках пластов.

      Сначала в продуктивную зону закачивается загущенное масло с суспендированными крупинками магния. Затем подается обычный раствор соляной кислоты, содержащий все необходимые добавки. После протекания реакции кислоты и магния температура пласта может повыситься до 200—ЗООТ (95—150°С). Пласт обычно быстро промывается благодаря комбинированному действию кислоты на минеральные отложения и тепла вместе с растворителем на отложения парафина, асфальта и смол. Кроме того, водород, образовавшийся при реакции магния с кислотой, вызывает турбулентность, выбивающую частицы, застрявшие в протоках, что тоже способствует очистке.

Замедленная кислота

     В некоторых  высокореакционноспособных породах скорость реакции кислоты замедляют, чтобы увеличить проникающую способность, вместо того чтобы тратить большую ее часть в непосредственной близости от ствола скважины. Разнообразные смолы, загустители и другие ингибиторы замедляют реакцию кислоты и обеспечивают более глубокое проникновение в пласт.

     Некоторые  замедленные кислоты содержат  вещества, образующие на породе  пленку после протекания первичной  реакции между кислотой и породой.  В других случаях высокая вязкость загущенной кислоты дает искомый результат. Кислотно – нефтяные эмульсии с контролируемой стабильностью (гарантирующей разрушение по истечении заданного времени) также применялись для достижения замедленного действия кислоты. Во многих случаях кислота не попадает в поры малых размеров и под давлением проникает только в самые крупные. В результате поверхность контакта с кислотой ограничивается и достигается большая глубина проникновения до полного расходования кислоты.

   Часто доза замедленной  кислоты используется для создания  протокой, расходящихся от ствола скважины. За такой обработкой следует дополнительная порция соляной кислоты для увеличения новообразованных протоков. Достоинство использования замедленной кислоты состоит в том, что область, непосредственно дренируемая скважиной, сильно увеличивается и достигается максимально положительный эффект. Кроме того, для удаления продуктов реакции после обработки требуется меньшее пластовое давление.

Удержание железа

В нагнетательных скважинах  для вторичной добычи и повышения нефтеотдачи пластов или для утилизации рассола часто происходит закупоривание пластовых протоков. Для предотвращения этого используют соляную кислоту. Однако растворенные соединения железа после выработки кислоты оседают в виде объемистого гелеобразного гидроксида. Если не предпринимать защитных мер, может произойти серьезное закупоривание.

    Химикаты, называемые комплексообразователями, химически связывают железо в комплексные ионы. В большинстве случаев осаждение растворенного железа в формегидроксида полностью прекращается.

 

 

Кислота для удаления бурового раствора

      Кислота, используемая для удаления бурового раствора, представляет собой смесь соляной и плавиковой кислот, содержащую соответствующие ингибиторы, детергенты и деэмульгаторы. Такая кислота назьшается растворной кислотой, она растворяет глины, обычно применяемые в буровых растворах.

     Растворная кислота удаляет корку бурового раствора с поверхности продуктивного горизонта в процессе заканчивания или перед капитальным ремонтом. Она также удаляет просочившийся буровой раствор, который может заблокировать протоки в пласте. Кислота разрушает отложения глины, оставляя поверхность продуктивной зоны свободной и чистой, кроме того, растворная кислота увеличивает проницаемость песчаников. Если лабораторные испытания показывают, что растворимость породы в растворной кислоте выше, чем в других видах кислоты, рекомендуется этот тип обработки.

      Обработке растворной кислотой может предшествовать промьшка 15-процентной соляной кислотой с ингибитором, детергентом и деэмульгатором. При этой операции с поверхности продуктивной зоны удаляются все легкорастворимые материалы. Это гарантирует, что обработка растворной кислотой воздействует именно на малорастворимые участки породы.

Очищающие растворы

     Очищающие растворы применяют перед гидроразрывом пласта, цементированием и кислотной обработкой. Операция очистки обеспечивает равномерность распределения воздействия при интенсификации пласта по всей высоте продуктивной зоны. Очищающие растворы представляют собой кислотные смеси, не содержащие фторидов.

 

Безводная кислота

      Для обработки маслорастворимой безводной кислотой используют безводную уксусную кислоту. Уксусная кислота смешивается с углеводородным растворителем и вводится в горную породу так же, как и другие кислоты. Она не вступает в реакцию с породой до тех пор, пока в породе не встретится вода. Малое количество реликтовой воды в порах камня позволяет уксусной кислоте вступить в реакцию с карбонатами в пласте.

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

1. Грей Форест, Добыча нефти: М.: ЗАО «Олимп - Бизнес», 2004,  – стр. 270-291.
2. Вакула  Я.В. Основы нефтегазопромыслового дела. Учебное пособие по дисциплине «Основы нефтегазопромыслового дела» для студентов, Альметьевск, 2009г.
3. Шаммазов А. М. и др. История нефтегазового дела России. М.: Химия, 2001. 316 с.