Диссертация (1173023), страница 16
Текст из файла (страница 16)
Кислотная обработка в процессе освоения скважины проводится длярастворения наполнителей в структуре ФК и упрощения выноса её фрагментов изпризабойной зоны скважины при промывке.104Этот этап включает подготовку ствола скважины к транспортировке кислотного состава в продуктивный интервал. Одним из условий подготовки ствола ккислотной обработке является по возможности ограничение гидродинамическихсопротивлений при циркуляции скважинных жидкостей ипредупреждение за-грязнения ПЗП.После подготовки кислотного состава соответствующего состава производится замена скважинной жидкости в интервале продуктивного пласта на кислотный состав (предпочтительнее в режиме кислотной ванны) для равномерного заполнения обрабатываемой поверхности ствола скважины.При использовании кислотного состава на основе сульфаминовой кислоты среагентами для вымывания понизителей водоотдачи, поверхностно-активными веществами и минерализованной водой, обеспечивается равномерное разрушениетвёрдой фазы ФК и полимерных реагентов, исключается образование вторичныхосадков и эмульсий, сохраняется способность состава обеспечивать низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью и низкую коррозионную активность.Ограничение плотности кислотного состава связано с необходимостью увеличения времени контакта кислотного состава со стволом для обеспечения эффективного разрушения ФК кислотной обработкой за счёт при снижении скоростифильтрации в пласт.При реализации в промысловых условиях выполняют следующие операции внижеуказанной последовательности [103]:1.
Колонну НКТ спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды доустойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубномпространстве в НКТ закачивают расчетное количество кислотного состава, содержащего следующие компоненты, масс.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовая кислота 15%; неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ)0,005-0,02; минерализованная вода - остальное, при этом плотность указанного105кислотного состава регулируют содержанием водорастворимой соли. После закачивания промывочную жидкость в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки на НКТ и выкидной линии затрубного пространства2.
После спуска насосно-компрессорных труб и размещении кислотного состава в интервале в интервале продуктивного пласта выдерживают указанный кислотный состав для реагирования продолжительностью не менее 4-х часов.3. По истечении расчетного времени реагирования скважину промывают череззатрубное пространство (обратная промывка) или через НКТ (прямая промывка),для удаления продуктов реакции промывкой водой, после чего осуществляют вызов притока свабированием или компрессированием.Проектирование кислотной обработки включает в себя обоснование выбора скважины, выбор рецептуры и объема кислотных растворов, определение расхода и давления жидкости во время закачивания в пласт, выбор рецептуры и расчет объема промывочной жидкости, определение времени пребывания кислоты в пласте и способаочистки призабойной зоны от продуктов реакции.Рецептуры кислотного раствора.
определяется с учетом химического и минерального состава наполнителя, состава и свойств ФК, забойных температуры и давления,типа и состава пород продуктивного пласта, протяжённости ЗК в ПЗП.Эффективность кислотной обработки существенным образом зависит от качества применяемой кислоты. Наличие в ней даже малого количества ионов железа идругих примесей приводит к резкому уменьшению эффективности кислотной обработки ПЗП и заметному снижению планируемого прироста добычи углеводородов с обработанной скважины. Кроме того, повышенное содержание ионов железаведет к необходимости использования ингибиторов коррозии в высоких концентрациях.
Для производства ингибированной соляной кислоты зачастую применяютабгазную соляную кислоту, являющуюся отходом химических производств, и ингибитор солянокислотной коррозии.Высокое содержание железа в абгазных кислотах имеет существенные отрицательные последствия для нефтедобытчиков, так как оно всегда приводит к образо106ванию гидроокиси железа после ослабления кислоты и, как следствие, к кольматации и уменьшению проницаемости ПЗП. Ингибитор коррозии в высоких концентрациях ведет также к образованию стабильных нефтекислотных эмульсий и кольматации ПЗП, так повышение содержания трехвалентного железа в отработаннойдо 0,25% кислоте уменьшает проницаемость керна, до 20 раз.
Проницаемость неснижается только при содержании железа в отработанной кислоте менее 0,00005%.Следующий негативный момент присутствия в соляной кислоте ионов железа˗ повышенный расход ингибитора для снижения скорости коррозии. Наиболее эффективный вариант кислотной стимуляции нефтяных скважин - использование соляной кислоты с минимальным содержанием ионов железа (< 0,0001%) либо ингибированной с использованием ингибиторов с низким межфазным натяжением.Результативность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии Ктк, который представляет собой соотношение количеств металла, растворенного в неингибированной и в ингибированной кислоте.
Ингибиторы имеюттемпературные ограничения и в зависимости от концентрации соляной кислоты. Припластовых температурах < 100 °С достаточно обеспечить значение Ктк = 20. Еслитемпература 15%-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100°С, то растворяется 3500 г/(м3/ч) железа, а применение ингибитора «Север-1» уменьшает растворимость до 176 г/(м3/ч). Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5-1 %.Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Fe3+ в виде гидроксида железа.Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы.За последние годы в разных странах запатентованы десятки других кислотныхсоставов и технологий.
В промысловой практике широко используются органические кислоты: уксусная, муравьиная, нитрилтриметилфосфоновая и лимонная. Онименее активны при взаимодействии с карбонатами, но не вызывают коррозию оборудования. Так скорость реакции концентрированной уксусной кислоты (60 — 98%) с карбонатной породой незначительна и составляет около 0,01 г/(м 2·с), что натри порядка ниже скорости реакции 20%-ной соляной кислоты с той же породойпри прочих равных условиях. При снижении концентрации уксусной кислоты до10710 — 40 % скорость растворения карбонатной породы повышается в 50 раз.
Этосвязано с тем, что безводная концентрированная уксусная кислота на ионы не диссоциирует и с породой практически не взаимодействует. В реакцию она вступаетлишь после разбавления водой и диссоциирования молекул на ионы. Однако и вэтих условиях скорость растворения карбонатной породы уксусной кислотой остается в 20 раз ниже, чем соляной. На глинистую фазу они практически не реагируют[122].Объемы кислотных растворов. Для планирования объема в целом применяютэмпирический подход. Если кислотная обработка предназначена для растворенияпород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то вовремя первой кислотной обработке обычно закачивают кислотный раствор в объеме 0,5 м3 на 1 м толщины пласта,При солянокислотной обработке применяют от 6 до 12 м 3 кислоты.Устьевое давление скважины во время нагнетания кислоты в пласт не должнопревышать регламентированной репрессии, которая создаётся при вскрытии пластабурением.Расход и объём жидкости во время нагнетания в пласт преимущественно небольшой, так как в рассматриваемом варианте кислотной обработки глубина проникновения кислотного раствора ограничивается только ЗК.
Во время фильтрации кислотысквозь ФК и ЗК нет смысла увеличивать расход кислоты.При этом исходят из таких соображений: в начале закачивания кислоты в пласт настенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С0 , а во времяфильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону), и уже нарасстоянии нескольких сантиметров С = 0,1 С0.При растворении карбонатных наполнителей кислотным раствором происходит нейтрализация раствора по экспоненциальной зависимости:С = С0 (−),(6.1)где С - концентрация кислоты ( % ) на момент времени t ( минуты ) ; С0 - исходная концентрациякислоты ( % ) ; a - коэффициент интенсивности растворения ( мин -1 ).108 = ( ) ,0(6.2)Ct - концентрация кислоты на момент практически полной нейтрализации кислоты (на 95 % отисходной концентрации), что может быть принято за достаточное время нейтрализации кислотного раствора.В зоне от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активнойкислоты, в которой С = С0 , наблюдается полное удаление растворяемого материала.За ней формируются зона проникновения нейтрализованного раствора кислоты.Исследования показали [122], что скорость реакции соляной кислоты весьмавысокая и зависит от концентрации кислоты (рисунок 6.1) и температуры.•2С к о р о с т ь р а с т в о р е н и я м р а м о р а , г /м с15•10•5010203040Концент рация НСL, %Рисунок 6.1 - Зависимость скорости растворения CaCO3 от концентрации HClСкорость реакции можно замедлить добавкой замедлителей, в том числе органических веществ (рисунок 6.2).109С к о р о с т ь р а с т в о р е н и я , г /м с1021523020406080Т е м п е р а т у р а , °СРисунок 6.2 - Зависимость скорости растворения мрамора от температуры:1 - 10%-ная НС1 (60 %) + СНзОН (40 %); 2 - 10%-ная НС1 (40 %) + ДЭГ (60 %); 3 — 10%-наяНС1 (40 %) + полигликоль (60 %); проценты даны по объемуВ общем случае за оптимальное время нейтрализации соляной кислоты притемпературе до 1000 С принято считать 2 часа от момента начала реакции раствора.При температуре свыше 1000С продолжительность нейтрализации раствора непревышает одного часа.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
