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. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают 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 продуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,— раствор более низкой концентрации НС1 (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.
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 рис, 14.1. Устье скважины обвязывают с агрегатом и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин
Рис. 14.1. Расположение оборудования при солянокислотной обработке: 1-насосный агрегат типа Азинмаш; 2-емкость для кислоты в агрегате; 3-емкость с кислотой, установленная на прицепе; 4-емкость для кислоты; 5-емкость для продавочной жидкости; 6- устье скважины. | 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. Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят гидродинамические исследования: |
определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. В отдельных случаях в зависимости от состодуктивности.
Кислотные ванны. Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, АСПО, отложений продуктов коррозии и др.
Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекоменяния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НС1 и про-давливание его в пласт. Порядок операций при солянокислотной обработке приведен на рис. 14.2.
1. В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства (положение а).
2. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и
Рис. 14.2. Схема обработки скважины соляной кислотой | забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). Раствор кислоты |
при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды).
3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.
По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.
Если в нефтяных скважинах при кислотной обработки в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.
Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8—10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени.
При последующих солянокислотных обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.
При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту (НSО3НН2), представляющую собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха молекулярной массой 97.10, плотностью 2,126 г/см3, температурой плавления 205°С. Водные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы при нормальных температурах.
Коррозионная активность НЗО3НН2 при равных процентных концентрациях значительно меньше, чем у соляной и серной кислоты. С карбонатными породами сульфаминовая кислота взаимодействует медленнее, чем соляная.
Техническая сульфаминовая кислота выпускается в виде порошка, поставляется в мягкой упаковке и не требует специальных емкостей для хранения. В виде товарного порошка кислота безопасна в обращении и не вызывает ожогов при попадании на кожу.
Как показали результаты обработок скважин 10—20%-ным раствором сульфаминовой кислоты с расходом его на одну обработку в пределах 8—24 м3, в большинстве случаев с увеличением дебитов нефти в эксплуатационных скважинах увеличилась и поглотительная способность нагнетательных скважин.
Кислотные обработки под давлением. В пластах с резко меняющейся проницаемостью иногда приходится проводить кислотную обработку избирательно с целью получения максимального эффекта. Для этого в скважину предварительно закачивается высоковязкая кислотная эмульсия типа «кислота в нефти».
При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт, охват кислотным раствором малопрошщаемых пропластков и участков, что резко повышает эффективность обработок. Давление нагнетания повышается при таких обработках до 15—30 МПа.
Наилучшие результаты получают при закачке эмульсии с содержанием в ней соляной кислоты до 70—80%. В некоторых случаях для уменьшения скорости реакции кислоты с породой и более глубокого проникновения ее в пласт в активном виде применяют гидрофобные эмульсии, стабилизированные специальными термостойкими деэмульгаторами. На поверхности таких эмульсий образуются защитные прочные пленки, предотвращающие коррозию оборудования. Для приготовления качественных эмульсий обычно применяют высоковязкие нефти с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ: например, в качестве основ эмульсии — нефти мезозойских отложений Грозненского района, которые удовлетворяют указанным условиям. Вязкость таких нефтей при 20°С составляет 2,5—6,7 сСт, и они содержат незначительное количество асфальтенов (0,1—2,2%) и смол (1,9—4,2%). Более стабильные эмульсии получают при применении керосина и дизтоплива. Для приготовления эмульсии рекомендуют использовать термостойкие эмульгаторы:
1. Диаминдиолеат (пропилендиаминдистеарат) — паста светло-желтого цвета со специфичным запахом.
2. Первичные амины — вязкая жидкость коричневого цвета с характерным запахом, плотностью 0,802 г/см3.
Амины токсичны, их необходимо хранить в закрытой таре и избегать вдыхания паров.
3. Алкиламиды (моноэтаноламиды) СЖК — воскообразноевещество светло-желтого цвета, плотностью 1,06 г/см3.
Диаминдиолеат хорошо растворяется в нефти и нефтепродуктах (керосине, дизельном топливе). При добавке его в пределах 0,25—1,0% мае. образуется эмульсия, практически не разлагающаяся при 90°С под атмосферным давлением. Содержание кислоты в эмульсии может составлять до 80% мае., а концентрация НС1 в растворе до 20%.
Амины, также хорошо растворяясь в нефти и нефтепродуктах, образуют стабильные эмульсии при содержании в них кислоты до 60—70%.
Стойкость получаемых эмульсий зависит от концентрации как кислоты, так и добавок эмульгатора. С увеличением концентрации добавок аминов стабильность эмульсии не повышается. При стабилизации эмульсии аминами оптимальной концентрацией является содержание в ней 15% НС1.
Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы растворяют в соответствующих средах: алкиламиды — в соляной кислоте, а амины — в нефти (дизтопливе, керосине). Так как алкиламиды плохо растворяются в соляной кислоте с низкой концентрацией, их предварительно в течение 20—30 мин. растворяют в 20—25%-ной кислоте, а затем разбавляют кислоту до 13— 15%-ной концентрации. При необходимости дополнительного ингибирования соляной кислоты в нее добавляют уротропин технический, хорошо растворимый в соляной кислоте. Уротропин добавляют из расчета 11 кг на 1 м3 кислоты.
После растворения эмульгаторов приготавливают кислотную эмульсию.
На рис. 14.3 показана схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением. С помощью основного агрегата 1 в скважину нагнетается кислота. В одну половину бункера 3 вспомогательного цементировочного агрегата 2 закачивают нефть из емкости 4. Затем насосом 5 перекачивают ее в бункер 6. Как только восстановится циркуляция, в бункер 3 подают малыми порциями кислотный раствор из емкостей 7 и 8. Имея более высокую плотность по сравнению с нефтью, кислота будет опускаться к приему ротационного насоса и засасываться им вместе с нефтью. В результате интенсивного перемешивания образуется эмульсия.
Селективные обработки скважин двухпакерными компоновками компании ТАМ Интернэшнл