книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfлан-К(О), ОП-Ю, ОП-7, 44-11), добавляемого в пределах 0,1— 0,3 % от количества кислотного раствора;
стабилизатора для предупреждения выпадания осадков окисных соединений железа, алюминия, геля кремневой кис лоты (уксусная кислота, лимонная кислота, плавиковая или фтористоводородная кислота), добавляемого в пределах 0,8— 2 % от количества кислотного раствора.
Перед обработкой в солянокислотный раствор для нейтра лизации серной кислоты добавляют также хлористый барий.
После реакции в емкости образуется осадок сернокислого бария.
Для обработки терригенных коллекторов и увеличения ак тивности воздействия на силикатные породы и материалы (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты, кварц) исполь зуют смесь 12 %-ного раствора соляной кислоты и 3—5 %-ного раствора плавиковой (HF) кислоты и называют ее грязевой кислотой или глинокислотой. Обработка, соответственно, назы вается глинокислотной.
Для удобства транспортировки и хранения, а также для безопасности работы на промыслах, особенно в Западной Си бири, плавиковую кислоту можно получать из смеси фтористых
солей (бифторид-фторид аммония |
N H 4 F • H F + N H 4 F и бифто |
||
рид аммония N H 4 F ) . |
С |
целью |
приготовления глинокислоты |
с содержанием 12% |
НС1 |
и 3% |
H F берут 16 %-ную >НС1 |
и 5 % бифторид-фторид аммония от объема раствора. При этом в результате взаимодействия НС1 с бифторид-фторид ам монием образуется HF.
Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимо сти от химического состава пород, типа коллектора и темпера туры. Так, при обработке ангидритов в солянокислотный рас твор целесообразно добавлять 6—10 % по массе азотнокислого калия. Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать 10—15 %-ными растворами ук сусной (СНзСООН) и сульфаминовой ( N H 2 S O 3 H ) кислот или солянокислотным раствором с присадками хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов солянокислотным раствором осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот в количе стве соответственно 3—5 и 2 —3% по массе.
Повышенные температуры пластов (более 60 °С) обуслов ливают высокие скорости реакции кислот с породой и метал лом оборудования, требуют более тщательного ингибирования кислоты и применения составов с замедленными сроками ней трализации Тип коллектора определяет необходимую прони кающую способность кислотного раствора, от которой зависит охват воздействием по простиранию и толщине пластов,
проникновение его в мелкие поры и микротрещины. Замедление скорости нейтрализации кислоты и как следствие увеличение глубины обработки пластов достигается применением кислот ных эмульсий, пен, добавкой хлористого кальция, органических (уксусной и лимонной) кислот, ингибитора В-2 и др.
В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах пред почтительно использовать вязкие и вязкоупругиесистемы — кислотные эмульсии и пены, загущенные КМЦ кислотные со ставы. В пористых малопроницаемых коллекторах и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью предпочти тельно применять кислотные растворы с повышенной фильтруемостью (проникающей способностью), к которым относят кис лотный раствор, обработанный гидрофобизирующим ПАВ для добывающих скважин и гидрофилизирующими ПАВ. для нагне тательных скважин/газированные кислоты (с преобладанием жидкой фазы) и кислотные аэрозоли (с преобладанием газо вой фазы). В качестве газовой фазы используют азот (снижа ется коррозионная активность и взрывобезопасность), углекис лый газ (повышается растворяющая способность смеси), воз дух, углеводородный газ.
Снижения коррозии оборудования и увеличения глубины об работки пласта можно достичь путем образования кислотных растворов в скважине или в пласте в результате реакции рас твора формальдегида НСНО (формалина) с солями аммония
(хлористым аммонием NH4C1 |
или аммиачной селитрой NH4N03) : |
|
6НСНО + 4NH4C1 - |
4НС1 + C6H12N4 + 6Н20 |
(5.39) |
6НСНО + 4NH4N03 - |
4HN03 + C0H12N4 + 6H20 |
(5.40) |
Образовавшиеся соляная (HC1) и азотная (HN03) кислоты взаимодействуют с карбонатами, а уротропин C6H12N4 приво дит к замедлению скорости взаимодействия.
По технологии проведения СКО различают: а) кислотные
ванны (без |
закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола |
скважины); |
б) обычные (простые) СКО (с закачкой кислоты |
в пласт); в) |
СКО под давлением (с интенсивной закачкой кис |
лоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) поинтер-
вальные (ступенчатые) обработки (с регулированием |
места |
входа кислоты в пласт). |
(с ис |
Можно выделить также: а) пенокислотные обработки |
пользованием аэрированного солянокислотного раствора в |
виде |
пены при средней степени аэрации в нормальных условиях |
15— |
25); б) газокислотные обработки (азот от АГУ 6000-500/200 |
|
или природный газ из соседних газовых скважин); в) серийные |
|
обработки (многократные с интервалом 5—10 сут); г) кисло тоструйные обработки (через гидромониторные насадки).
Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым за боем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят
Ж
методом промывки (прокачки). Применяется раствор повы шенной концентрации (15—20%). Время выдержки составляет 16—24 ч.
Простые кислотные обработки наиболее распространены. Сначала на скважине осуществляют обычные подготовительные операции: промывку забойных пробок, удаление парафинистых и смолистых отложений тепловой обработкой или промывкой растворителями (керосином, газоконденсатом, пропан-бутано- выми или бутилбензольными фракциями, «бензиновой головкой» по ТУ 352-53, бензолом). Кислотный раствор закачивают в НКТ одним насосным агрегатом при давлении до 6—8 МПа и от крытом затрубном пространстве. В момент подхода кислотного раствора к башмаку НКТ затрубное пространство перекрывают и без остановки продолжают закачку кислотного раствора в пласт и продавочной жидкости. Принимают 0,4—1,5 м3 8— 15 %-ного раствора соляной кислоты из расчета на 1 м эффек тивной толщины пласта. При повторных (серийных) обработ ках объем раствора увеличивают на 20—50 %.
После задавки кислоты в пласт немедленно приступают к ос воению скважины, чтобы предотвратить возможные выпаде ния осадков, поскольку кислота нейтрализуется быстро (до 1—2 ч).
Для задавки активного солянокислотного раствора в пласт создают давление на устье до 20—30 МПа закачкой несколь кими насосными агрегатами. Как и при ГРП, устанавливают пакер с якорем.
Регулирование места ввода кислоты в пласт можно обеспе чить применением одного или двух пакеров, созданием на за бое столба тяжелой или высоковязкой жидкости, закачкой в пласт вязкопластичных или вязкоупругих жидкостей, запол нением трещин водоили нефтерастворимыми зернистыми ма териалами (гранулированными магнием, полимером, высокоокисленным битумом, рубраксом).
Если в призабойной зоне наблюдается отложение парафини стых и афальтосмолистых веществ, то целесообразно проводить термохимическую или термокислотную обработку.
Под термохимической обработкой (ТХО) понимают процесс воздействия на породы призабойной зоны пласта горячей соля ной кислотой, причем нагревается она на глубине за счет теп лоты экзотермической реакции между прокачиваемым раство
ром |
кислоты и реагентным материалом (обычно |
магнием). |
Если |
термохимическая обработка сопровождается |
кислотной |
обработкой, то такую комбинированную обработку называют
термокислотной (ТКО).
Термохимическая обработка основана на реакции: |
|
Mg + 2НС1 + Н20 = MgCl2 + Н20 + Н2 + 461,38 кДж. |
(5.41) |
Концентрация кислоты в исходном растворе принимается та кой (14—18 %), чтобы после реакции с магнием остаточная кон центрация была достаточной (10—12%) для активного воздей ствия на породы. В зависимости от степени необходимого на грева на 1 кг магния принимают 50—100 л раствора.
По технологическим схемам осуществления можно выделить внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО), внутрипластовую термохимическую обработку (ВПТХО) и комп лексную внутрипластовую кислотную обработку обводняющейся скважины (КВПКО) [4].
Внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО)
можно проводить с помощью термонаконечника, через который прокачивается солянокислотный раствор. Предварительно в тер монаконечник загружают 40—100 кг стержневого (пруткового), стружкового или крупнозернистого (размер зерен 10—12 мм) магния и спускают его на НКТ в скважину.
Более технологично проведение ВСТХО на основе использо вания гранулированного (размер гранул 0,5—1,6 мм) магния. Для доставки гранул магния в зону реакции целесообразно ис пользовать химически инертные (например, углеводородные — дизельное топливо, керосин, газоконденсат, «легкая» нефть) по отношению к магнию жидкости. При использовании воды в ка честве жидкости-магнийносителя происходит гидролиз магния в воде, в результате этого теряется масса магния (на 3—7 %). Добавка к воде перманганата калия или ПАВ уменьшает роль этих отрицательных явлений. В зависимости от вида жидкостимагнийносителя может изменяться технологическая эффектив ность ВСТХО. В призабойной зоне полная или частичная закупорка пор парафином и другими органическими и неоргани ческими системами наблюдается в той ее части, которая обра зует ствол скважины и непосредственно к нему примыкает (до 0,5 м). Это усложняет естественную неравномерность профиля притока (закачки). При частичной закупорке пор неорганиче скими системами их действие можно несколько устранить кис лотной обработкой, а органическими — тепловой обработкой и обработкой растворителями. В случае совместного действия ор ганических и неорганических систем, особенно при полной за купорке пор, положительного результата можно достичь комп лексным сочетанием воздействий кислотой, теплом и раствори телем на стенку скважины (фильтр) и призабойную зону по технологии ВСТХО. Растворитель закачивают в смеси с кис лотным раствором или используют его в качестве жидкостимагнийносителя.
При ВСТХО гранулированный магний подают в затрубное пространство, а кислотный раствор закачивают в НКТ. Реак ция магния с кислотой происходит либо ниже башмака НКТ до забоя в нисходящем их потоке (рис. 5.10), либо в затрубном
204
Рис. 5.10. Технологическая схема внутрискважинной термохимической обра ботки с созданием нисходящих потоков:
1 — продуктивный |
пласт; 2 — гранула |
магния; |
3 — обсадная |
колонна; |
4 —насосно-ком |
|||
прессорные трубы; |
5 — устьевое |
оборудование; |
6 — манометр; |
7 — обратный клапан; 8 — |
||||
насосные кислотные агрегаты; |
9 —емкость для |
промывочной |
и |
продавочной жидкости; |
||||
10 —емкость для |
кислотного раствора; 11 — насосные агрегаты |
для |
подпора; |
12 — на |
||||
сосные агрегаты; |
13 — емкость |
для |
жидкостн-магннйносителя |
и продавочной |
жидко |
|||
сти; 14 — пескосмеситель
пространстве напротив продуктивного пласта, где гранулы маг ния псевдоожижаются восходящим потоком кислотного раствора (предварительно при необходимости на НКТ спускают перфо рированный хвостовик) или созданы встречные потоки жидко сти-носителя с магнием и кислотного раствора. Гранулирован ный магний можно вводить также на забой скважины намы вом или засыпкой.
Внутрипластовая термохимическая обработка заключается в заполнении трещин гидроразрыва смесью песка и гранулиро ванного магния и последующем экзотермическом растворении магния солянокислотным раствором (рис. 5.11). Эффективность ВПТХО обеспечивается комплексным действием четырех факто ров: механического (разрыв или раскрытие трещин пласта и увеличение проницаемости трещин после растворения магния из смеси с песком); теплового (расплавление органических отло жений); термокислотного (воздействие на освобожденные от ор ганических отложений породы нагретым кислотным раствором внутри пласта) и гидрогазодинамического (регулирование мае-* сообменных процессов и улучшение освоения скважины и очи стки призабойной зоны от загрязняющих продуктов выделяю щимся газообразным водородом). Для более эффективного обогрева ближайшей окрестности скважины рекомендуется
|
|
|
|
// |
|
т^И |
|
ZD rGZD |
|
у |
X |
z . |
||
\ |
|
ю |
ZD |
|
-77Г |
-7ТГ |
|
I E |
|
|
|
|
J D |
|
|
|
|
ZD |
/j |
з ' |
/7 |
|
~w |
|
/ z |
4 6 |
|
fs h Ц |
|
|
|
|
|
|
Puc. 5.11. Технологическая схема внутрипластовон термохимической обра ботки:
/ — продуктивный |
пласт; |
2 — трещина; |
3 — обсадная |
колонна; |
4 — насосно-компрессор- |
|||||
пыс трубы; 5 — арматура устья; |
6 — манометр; 7 — задвижки; |
8 — блок мапифольдов; |
||||||||
9 — насосные |
агрегаты; |
10 — пескосмеситель; // — емкость для буферной |
жидкости; |
|||||||
12 — насосные |
агрегаты |
для |
подпора; |
13 — емкость |
для жидкости разрыва |
и |
песко- |
|||
магннйноентеля; |
14 — емкость |
для |
солянокислотного |
раствора; |
15 —кислотный |
насос |
||||
ный агрегат; |
16 —пакер; |
17 —якорь |
|
|
|
|
|
|||
сразу после окончания продавки кислотного раствора отобрать из скважины 30—40 % объема закачанного кислотного рас твора, а через 0,5 ч — оставшуюся часть закачанной жидкости и пустить скважину в работу. Для этого целесообразно продавку осуществлять закачкой газа. Количество магния должно состав лять 20 % от общей массы магния и песка, что обеспечит 4— 6-кратное увеличение проницаемости трещины.
Комплексная внутрипластовая кислотная обработка обвод няющейся скважины предусматривает ограничение притока воды с использованием гранулированного магния и кислотную или внутрискважинную термохимическую обработку. Ограниче ние притока воды основано на реакции магния и его оксида
с |
водой, что приводит к образованию осадка гидроксида магния |
и |
магнезиального цемента (при наличии в воде хлористого маг |
ния) : |
|
Mg + 2H.20 = Mg(0H)H- Н2; |
(5.42) |
MgO + H20 = Mg (ОН)2; |
(5.43) |
MgO +MgCl2 + Н,0 -= 2Mg (ОН) Cl. |
(5.44) |
Технология включает заполнение по схеме ГРП трещин, естественных или искусственно созданных и являющихся основ ными путями притока воды в скважину, или намыв ствола сква жины напротив обводненного пласта смесью песка с гранули рованным магнием; извлечение на поверхность закачанных жид
костей; выдержку во времени (на 48—96 ч) для протекания ре акции и образования прочной водоизоляционной структуры; про ведение кислотной или внутрискважинной термохимической об работки малопроницаемых интервалов пласта. Массовое содер жание магния в смеси с песком принимается равным 0,2. На 1 кг Mg берут 2,8 кг MgCl2.
Соляную кислоту и раствор можно транспортировать в ав тоцистернах, а закачивать с помощью насосных и цементиро вочных агрегатов. Имеются специальные насосные кислотные (кислотоустойчивые) установки (агрегаты) типов УНЦ 1- 160Х500К, АКПП-500 и кислотовозы типа КП-6,5.
Установка УНЦ 1-160Х500К (Азинмаш-ЗОА) смонтиро вана на шасси автомобиля и включает гуммированную мягкой резиной с подслоем полуэбонита цистерну вместимостью 6 м3, гуммированный баллон для химреагентов вместимостью 0,2 м3, плунжерный насос и на двухосном прицепе дополнительную ци стерну вместимостью 6 м3. Насос обеспечивает подачу кислот ного раствора от 1,03 до 12,2 л/с при давлении 7,6—33,3 МПа. Для смешивания кислоты с газом (воздухом) используется аэратор или эжектор, а газ подается от компрессорной уста новки или АГУ 6000-500/200. Реакционные наконечники изго тавливают из перфорированных труб диаметром 100 и 75 мм.
Кислотный раствор готовят централизованно или у сква жины в строгой последовательности: в воду вводят ингибитор и стабилизатор, соляную кислоту, перемешивают и добавляют ВаС12, перемешивают и вводят интенсификатор, перемешивают и выдерживают до осветления раствора (2—3 ч). При работе должны использоваться защитные приспособления (спецодежда, резиновые перчатки, очки), быть в наличии средства для ока зания первой медицинской помощи.
§ 5.10. ДРУГИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ
Кроме гидравлического разрыва пласта, тепловой, солянокис лотной, термохимической и термокислотной обработок приме няются также другие методы воздействия на призабойную зону: очистка призабойной зоны растворителями, ПАВ, термо газохимическое воздействие, импульсно-ударные методы воздей ствия и др.
В качестве углеводородных растворителей для очистки при забойной зоны от отложений парафина и асфальтосмолистых веществ нашли применение абсорбент (отходы смеси углеводо родов 70 % бутан-бутиленовой и 30.% бутилен-дивиниловой фракции), КОРД (кубовый остаток ректификации дивинила), КОН-47-88 (смесь легких углеводородов, бензола, толуола, кси лола, димерциклопентадиена, этилового бензола и др.), пиро-
конденсат (смесь ароматических, непредельных и предельных углеводородов), пенореагент (смесь спиртов, углеводородов), предельный (смесь тяжелых углеводородов с фенолом) и отра ботанный (смесь парафиновых и предельных углеводородов) керосин, являющиеся отходами химических заводов. Эффектив ность обработки повышается с увеличением удельного расхода растворителя, давления, темпа закачки и, особенно, при после дующем подогреве пласта.
Поверхностно-активные вещества по составу и химическим свойствам разделяют на ионогенные и неионогенные. Первые делятся на анионоактивные и катионоактивные, которые в вод ных растворах ионизируют соответственно на поверхностно-ак тивные анионы и поверхностно-активные катионы. Молекулы неионогенных ПАВ в воде не диссоциируют на анионы и ка тионы. Анионоактивные (сульфонол, сульфонат), катионоактив ные (катапин А, катапин К, катамин) и неионогенные (ОП-4, ОП-7, ОП-Ю, дисолван 4411) ПАВ используются как моющие средства для промывки забоев нагнетательных скважин и при забойных зон от всякого рода загрязнений, а также для разру шения и предотвращения образования эмульсий в призабойной зоне нефтяных скважин. В призабойную зону закачивают 10— 20 м3 раствора с концентрацией ПАВ 0,5—3%, работу сква жины возобновляют через 2—3 сут. Использование 0,2— 0,3 %-ного раствора технического моющего препарата МЛ-72 (ТУ 84-348—73), представляющего собой смесь анионных и не ионогенных ПАВ (сульфонол, сульфонат, смачиватель ДБ), эф фективно при очистке призабойной зоны и глушении скважин, снижении вязкости водонефтяных эмульсий, очистке насосно компрессорных труб и подземного оборудования от асфальто смолопарафинистых осадков, уменьшении гидравлических со противлений.
Метод термогазохимического воздействия (ТГХВ) основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герме тичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) обра зующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытес няют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естествен ные и создает новые трещины; б) нагретые (180—250 °С) по роховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в ос новном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор; углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины; г) после сгорания заряда давление в скважине снижается и из пласта устремляются флюиды, газы горения и расплавленные отложения. Дополнительно ствол
208
скважины в пределах продуктивного пласта можно заполнить солянокислотным раствором.
Этот метод осуществляют с помощью аккумулятора давле ния скважины (АДС). АДС спускают либо на каротажном ка беле в обсадную колонну или в НКТ, либо на НКТ с установ кой пакера. Полное время сгорания может достигать 300 с. Массу заряда вычисляют по эмпирической формуле Р. А. Мак сутова и К. М. Гарифова в зависимости от гйдропроводности пласта, гидростатического давления и давления на забое после сгорания снаряда. Разрыв пласта давлением (до 250 МПа) по роховых газов можно осуществить посредством бескорпусного генератора ПГД-БК, в котором процесс горения заряда кратко временный (до 1 с).
Использование взрывчатых веществ для воздействия на при забойную зону известно давно. Для отрыва или развинчивания прихваченных труб, разрушения посторонних предметов в сква жине при ремонтных работах и иногда для создания сети тре щин применяют торпедирование путем взрыва торпед в сква жине. Наряду с этим осуществляют внутрипластовые взрывы посредством нагнетания жидкого взрывчатого вещества (нитро глицерина) в пласт и последующей детонации. Давление дости гает 105 МПа, скорость распространения ударной волны состав ляет 3000—5000 м/с.
При электрогидравлическом воздействии на призабойную зону в интервале продуктивного пласта за счет формирования высоковольных периодических электрических разрядов в жид кости создаются периодические гидравлические импульсы высо кого давления, сопровождаемые кавитационными ударами, кото рые образуют трещины в пласте, разрушают и смещают закупо ривающие частицы и способствуют выносу их из поровых кана лов. Электромагнитное и тепловое поля оказывают тепловое воздействие на призабойную зону. Такое воздействие при одно временном дренировании жидкости из пласта повышает продук тивность скважины в 1,5—2 раза. Для проведения обработки забойный генератор электрогидравлических импульсов высокого давления наружным диаметром 114 мм спускают в скважину на трос-кабеле с помощью передвижного каротажного подъем ника.
Кроме названных термогазохимического, электрогидравлического воздействий и импульсно-ударного воздействия взрывча тых веществ используются методы виброобработки, имплозии, переменных давлений, мгновенных высоких депрессий, а также применяются гидроимпульсные насосы.
Виброобработка отличается от ГРП или СКО тем, что на конце НКТ устанавливается гидравлический вибратор, создаю щий волны (импульсы) давления вследствие перекрытия вра щающимся золотником потока закачиваемой через вибратор
Рис. 5.12. Технологическая схема освоения скважин методом создания уп равляемых циклических депрессий на пласт:
/ — емкость для |
рабочей |
жидкости; |
2 — задвижка; 3 — насосные агрегаты; |
4 — фильтр; |
||||||||
5 — продуктивный |
пласт; |
6 — пакер; |
7 — устройство |
для |
обработки |
скважин УОС-1; |
||||||
8 — шар |
диаметром |
25,4 |
мм; |
9 — клапан |
приемный |
(опрессовочный); |
10 — обсадная |
ко |
||||
лонна; |
// — клапан |
циркуляционный; |
12 —насосно-компрессорные трубы; |
13 —нагнета |
||||||||
тельная |
линия; |
14 — колонная головка; |
15 — крестовина |
фонтанной |
арматуры; |
16 — |
||||||
быстросъемное соединение; |
17 — манометр; 18 — штуцер; |
19 — сепаратор; |
20 — расходо |
|||||||||
мер; 21 — факельная |
линия; |
22 — амбар; |
23 — приемная емкость |
|
|
|
||||||
в пласт жидкости. Известны и другие конструкции вибратора. Рабочей жидкостью служат соляная кислота, нефть, дизельное топливо, вода. Время обработки составляет 5—8 ч.
По методу имплозии импульс понижения давления созда вался разрушением стеклянного баллона на забое. Метод пере менных давлений заключается в многократном изменении дав ления на устье скважины путем резкого поднятия его закачкой жидкости до давлений, допускаемых прочностью колонны, и последующего уменьшения до нуля. Работа гидроимпульсного насоса основана на использовании гидравлического удара. Пе риодическое поступление жидкости в насос вызывает импульсы давления на забое. Мгновенные высокие депрессии можно соз давать путем сообщения опорожненной части ствола скважины (НКТ) с пластом. Для создания многократных высоких де прессий на пласт разработаны специальные устройства, осно ванные на использовании струйного насоса или периодического опорожнения труб.