Меню

Оборудование применяемое для кислотной обработки скважин



ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН

Приготовление раствора соляной кислоты.Ингибированная соляная кислота 27—31 %-ной концентрации на промысла поступает с завода в гуммированных стальных железнодорожных или автомобильных цистернах, в бочках или фаолитовых контейнерах. Необходимый запас кислотного раствора хранят на базе в специальных стальных емкостях, также гуммированных внутри или покрытых химически стойкими эмалью или лаком в два-три слоя.

Рабочий кислотный раствор заданной концентрации готовят на кислотной базе или непосредственно около скважины перед ее обработкой.

Для приготовления рабочего кислотного раствора сначала в емкость набирают расчетный объем воды, затем наливают товарную кислоту, объем которой определяют по формуле. При этом кислотный раствор постоянно перемешивают.

Оборудование, применяемое при кислотной обработке скважин.Для проведения кислотной обработки применяют специальный агрегат Азинмаш-30, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями по 5,3 м 3 каждая и дополнительной прицепной цистерной вместимостью 6 м 3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух отсеков.

Агрегат Азинмаш-30 оснащен трехплунжерным горизонтальным одинарного действия насосом типа 2НК.-500 со сменными цилиндрами диаметрами 110 и 90 мм, которые обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлениях закачки 5,0—7,6 МПа. Также на промыслах применяют продавочные агрегаты типа ЦА-320А и 2АН-500. Поскольку эти агрегаты снабжены насосами не в кислотоупорном исполнении, во избежание их разрушения после окончания работы необходимо всю систему промывать чистой водой.

Перевозку и приготовление кислотных растворов осуществляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9,15 м 3 , ЦР-20 вместимостью 17,0 м 3 и в мерниках, гуммированных или покрытых лаками или эмалями. Последние перевозятся тракторами на санях или на тележках «Восток».

Технология кислотной обработки.Перед проведением кислотной обработки насосно-компрессорные трубы спускают до забоя, промывают водой или нефтью скважину и проводят опрессовку системы также водой или нефтью на полуторное давление от ожидаемого.

После заполнения скважины нефтью или водой при открытом межтрубном пространстве через устьевую арматуру и НКТ насосными агрегатами из емкости начинают закачивать в скважину кислотный раствор до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. Затем задвижку межтрубного пространства закрывают и в скважину закачивают весь заданный объем кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта. После этого насосные агрегаты останавливают, а насосным агрегатом продавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью из емкостей. Объем продавочного раствора берут из расчета емкостей НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны скважины и 0,1—0,2 м 3 дополнительного объема жидкости с тем, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь пласта.

После окончания продавки всего заданного объема кислотного раствора в пласт все агрегаты отсоединяют, а скважину оставляют под давлением на некоторое время для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Длительность реагирования кислотного раствора с породами зависит от температуры и пластового давления, а также карбонатности и глинистости пород пласта.

На месторождениях с забойными температурами, не превышающими 40 °С, скважину пускают в эксплуатацию через12—16 ч, а высокотемпературные скважины (100—150 °С) —через 2—3 ч после продавки кислотного раствора в пласт. Если породы представлены глинистыми карбонатами или поры и трещины закупорены отложениями парафина и асфальтосмолистых веществ, скважину оставляют на более длительный срок реагирования. Этим добиваются проникновения кислотного раствора через слой глинистых пород и пленки высокомолекулярных углеводородов и контактирования с карбонатными породами.

Для ускорения освоения скважины после кислотной обработки в схеме обвязки скважины предусматривают подсоединение передвижного пускового компрессора по кольцевой системе или газопровода высокого давления системы газлифтной эксплуатации скважин. С целью предупреждения коррозии обсадных труб вызов притока и освоение скважины проводят через НКТ.

При обработке нагнетательных скважин отработанную кислоту можно выбросить на поверхность самоизливом скважины или с применением метода аэрации, или продавить в глубь пласта закачиваемой водой. В качестве продавочной и промывочной жидкостей используют воду, подаваемую с кустовых насосных станций по разводящим водоводам.

Рассмотренная схема обвязки устья и оборудования скважины для кислотной обработки применяется в том случае, если в процессе закачки кислоты в пласте не ожидается высоких давлений нагнетания, превышающих допустимые при данном диаметре обсадных труб. Если это давление окажется выше допустимого, а также, если кислотная обработка проводится на старых скважинах или на скважинах, бывших в ремонте в связи с негерметичностью их колонны, кислотные обработки проводят с применением пакера. На высокотемпературных скважинах, где необходимо закачку кислоты проводить в карбонатные коллекторы на больших скоростях, число насосных агрегатов увеличивают.

Контроль за давлением при кислотных обработках проводят по манометру, установленному на продавочной головке, а также по манометрам насосных агрегатов. Скорость закачки кислотного раствора и его продавки в пласт определяется по градуированным отметкам мерников насосных агрегатов, а также с помощью мерной рейки в емкостях. Для оценки эффективности кислотной обработки в процессе освоения скважины рекомендуется отбирать пробы с отработанной жидкостью для определения их кислотности.

Дата добавления: 2016-08-07 ; просмотров: 3551 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Технология кислотной обработки скважин

На промыслах применяют следующие виды солянокислотных обработок: кислотные ванны; кислотные обработки под давлением; термохимические и термокислые обработки.

Наиболее широко распространены кислотные ванны, при которых раствор соляной кислоты заливают в скважину и остав­ляют там без продавливания его в пласт. Этот вид обработки са­мый простой. Его используют для очистки забоя и стенок сква­жины от цементной и глинистой корки, смолистых веществ, отло­жений парафина и продуктов коррозии.

Перед кислотными ваннами скважину предварительно промы­вают от песка, продуктов коррозии и парафина. Необходимое ко­личество раствора кислоты, приготовленного заранее на базе хра­нения кислот, доставляют в специальной цистерне и заливают в скважину.

Для реакции с породой кислоту оставляют в скважине на 24 ч,

после чего проводят обратную про­мывку, очищая забой от загрязня­ющих веществ.

Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат подземного ремонта и располагают необходимое оборудование (рис. IV. 18).

Обработку скважины осуществ­ляют в три этапа.

1. Заполняют скважину жидко­стью: в эксплуатационную скважи­ну закачивают нефть (воду, если пластовое давление велико) до устойчивого переливания через от­вод из затрубного пространства, в нагнетательную — воду.

2. При открытом затрубном про­странстве закачивают расчетный объем раствора кислоты до запол­нения ею объема скважины от за­боя до кровли обрабатываемого пласта и полости спущенной колонны НК.Т. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки рас­четного количества кислоты задвижку на отводе из затрубья за­крывают.

3. Начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагне­тательных — воду. Если обработку кислотой проводят на скважи­не в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8—10 МПа, при последующих обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное рас­стояние от скважины.

4. После задавливания всего объема кислоты задвижку на устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция.

5. С помощью спущенной колонны промывают скважину, уда­ляя продукты реакции кислоты. Затем скважина начинает эксплуа­тироваться.

Кислотную обработку под давлением применяют для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кис­лотной обработке под давлением также предшествуют гидродина­мические исследования (определение коэффициента продуктивно­сти, измерение статического и динамического уровней, забойного и пластового давлений и т.

п.), промывка скважины. При этом в скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию ти­па кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от забоя участки, что повышает эффективность обработки.

При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного ремонта и оборудование для проведения процесса: насосный аг­регат, цементировочный агрегат, несколько емкостей (рис. IV.19).

Кислотную обработку проводят следующим образом.

1. Спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину.

2. В затрубное пространство закачивают порядка 2 м 3 легко­го глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см 3 и 27 м 3 утяже­ленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах.

3. Закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70—80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами.

Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислотного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновре­менно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. По­скольку раствор кислоты имеет больший удельный вес, чем нефть, он попадает на прием насоса вместе с нефтью и в процессе пере­качивания хорошо с ней перемешивается. После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, од­новременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она го­това для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 50—90 м 3 .

4. Закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закры­вают скважину на время, необходимое для реакции (2—8 ч).

5. Открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покры­ты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на за­бой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступа­ет в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, ко­торый смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.

Одна из задач технологии термокислотной обработки скважи­ны — ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта метал­лического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо зак­ладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы по­верхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.

Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздейст­вие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам.

1. Внутрипласговая термохимическая обработка — гранулы маг­ния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев зна­чительного объема пласта, удаленного от скважины, а накоплен­ное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленно­му к скважине, который растворяет парафин.

2. Внутрискважинная термохимическая обработка — гранули­рованный магний и кислоту вводят в затрубное пространство напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с маг­нием протекает во время прокачки ее через слой магния, после чего она поступает в пласт.

3. Термокислотная ванна — в заполненную фильтровую часть ствола скважины намывают гранулированный магний для реак­ции с кислотой.

Скважины обрабатывают в следующем порядке.

1. Заполняют скважину нефтью.

2. Внутрь колонны насосно-компрессорных труб на штангах опу­скают реакционный наконечник, загруженный необходимым коли­чеством магния.

Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой тол­щине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диамет­ром порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса при­меняют магний в виде стружки или гранул, однако при этом не­обходимо использовать специальные дозирующие устройства.

3. Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, не­обходимую для первой — тепловой фазы обработки. При этом со­ляная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход

жидкости в первой фазе определяют исходя из количества выде­ляющегося тепла при химической реакции.

Режим закачки должен обеспечивать температуру кислоты, про­реагировавшей с магнием, 75 °С, при этом она должна быть доста­точно активной для реакции с породами пласта, поскольку после реакции ее концентрация уменьшается. Так, при использовании 15 %-ного раствора кислоты после реакции его с магнием и нагре­ве до 75 °С активность раствора соответствует 12%-ной концент­рации.

Читайте также:  Физический износ и методы его определения

4. Без остановки закачки при максимальной подаче насосов закачивают раствор кислоты для заключительной стадии обра­ботки.

5. В скважину нагнетают продавочную жидкость и продавлива­ют кислоту из полости НКТ в пласт. После этого скважину вы­держивают, как при обычной кислотной обработке.

6. Прямым или обратным способом скважину промывают и пу­скают в эксплуатацию.

Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважи­нах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из про-пластков с высокой и низкой проницаемостью.

При этом в призабойную зону пласта вводят аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, кото­рый проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, по­скольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в при-забойной зоне после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.

Последовательность выполнения операций при обработке сква­жин следующая.

1. У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное оборудование — кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а также агрегат подземного ремонта.

2. Извлекают из скважины насосное оборудование.

3. Одновременно с этим раствор соляной кислоты обрабатыва­ют поверхностно-активным веществом.

4. В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего статическому.

5. Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ в скважину. Если давление на устье скважины меньше давления, которое обеспечивает компрессор, то кислотный агрегат и комп­рессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше, то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.

Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15—25 к 1.

6. Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жид­костью.

7. Скважину выдерживают под давлением на время, необходи­мое для реакции.

8. Промывают скважину для удаления непрореагировавшей кислоты и продуктов реакции. После этого извлекают оборудова­ние, использовавшееся при проведении обработки.

9. Осваивают скважину и пускают ее в работу.

При кислотной обработке следует выполнять следующие пра­вила техники безопасности.

Кислотную обработку скважин должна проводить подготовлен­ная бригада под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инже­нером предприятия.

Слив кислот в емкости автоцистерны должен быть механизи­рован.

Для выливания кислоты из бутылей в мерник необходимо обо­рудовать удобную площадку, позволяющую работать на ней двум человекам. Переносят бутыли по трапам с перилами.

До закачки раствора кислоты в скважину нагнетательную ли­нию опрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давле­ние. На линии устанавливают обратный клапан.

Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки кислоты в скважину. При необходимости ремонта следует прекра­тить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а ком­муникации промыть водой.

На месте работы с кислотой должен быть необходимый запас воды.

Запрещается закачивать кислоту при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

После окончания работ по закачке кислоты в скважину обору­дование и коммуникации следует тщательно промыть водой.

Работам по капитальному ремонту скважины предшествуют обследование и при необходимости ремонт устья скважины. Как правило, все скважины оборудованы колонными головками, свя­зывающими обсадные колонны и герметизирующими пространст­во между ними.

При обследовании проверяют герметичность соединения пьеде­стала с эксплуатационной колонной и осматривают внутреннюю по­верхность пьедестального патрубка. Если он изношен, поверхность сильно корродирована, то его заменяют.

В колонных головках с клиновой подвеской эксплуатационной колонны проверяют герметичность соединения колонны с катуш­кой и прочность соединения с эксплуатационной колонной — не сорвалась ли она с клиньев.

Перед капитальным ремонтом, а также в процессе его выпол­нения между отдельными операциями скважину обследуют.

По результатам обследования: устанавливают место и характер повреждения эксплуатационной колонны (смятие, слом, продольное разрушение); определяют расположение внутрискважинного обо­рудования, песчаных и цементных пробок или посторонних предме­тов в скважине; оценивают состояние поверхности эксплуатацион­ной колонны, наличие на ней различного рода отложений, а также состояние фильтра скважины.

Скважины нужно обследовать перед любыми операциями под­земного ремонта, однако в наибольшем объеме его проводят пе­ред ловильными работами.

Обследование начинают со спуска на бурильных трубах шаб­лона металлического цилиндра со сквозным промывочным от­верстием, нижняя часть которого и часть боковой поверхности по­крыты свинцом. Диаметр шаблона выбирают в соответствии с диа­метром эксплуатационной колонны.

При медленном спуске шаблона следят за изменением пока­заний индикатора веса и после остановки шаблона его извлекают из скважины, по результатам осмотра его наружной поверхности составляют план дальнейшего обследования.

Расположение посторонних предметов определяют с помощью печатей — плоских, конусных и гидравлических

При исследовании фонтанных и компрессорных скважин лебед­ку для скважинных измерений следует устанавливать с наветрен­ной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец скважины с роликом или лубрикатор. Спускать скважинные при­боры при неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика во время спуска и подъема прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.

В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора скважинный прибор устанавливают на полностью закрытую буферную задвиж­ку. Перед его извлечением давление в лубрикаторе снижают до ат­мосферного через запорное устройство, установленное на отводе. При подъеме прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.

При спуске и подъеме скважинного прибора запрещается под­ходить к кабелю или проволоке-канату и браться за него руками

В процессе эксплуатации скважин проведения различных ра­бот по текущему ремонту, воздействию на пласт и tп. могут про­исходить неполадкй, приводящие к разрушению, прихвату и дру­гим явлениям, результате чего часть внутрискважинного оборудования остается в скважине и не может быть извлечена обычны­ми методами .

Капитальный ремонт скважин проводится в соответствии с планом-заказом

Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.

Обследование скважины — это работы по определению глу­бины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местона­хождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.

Исследование скважин — комплекс работ по:

-установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину;

-опре­делению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне;

-отбору глубин­ных проб нефти;

-измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; —контролю за техни­ческим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.

Обследование скважины с помощью печатей (плоских, ко­нусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, на­сосов, штанг и других предметов.

Печать представляет собой металлический корпус, покры­тый свинцовой оболочкой толщиной 8-10 мм, меньше диаметра колонны на 10-12 мм. Вместо свинцовой оболочки иногда ис­пользуют сплав АС, состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурь­мы — для универсальной печати.

§12 АВАРИЙНЫЕ РАБОТЫ

Наиболее часто встречаются следующие виды аварий.

При эксплуатации скважин:

-прихват одного или двух рядов НКТ в результате образования сальника из продуктов коррозии труб или песчаной пробки;

-полет одного или двух рядов НКТ;

-прихват колонны НКТ со скважинным насосом и защитным приспособлением в результате образования песчаной пробки

-полет НКТ со скважинным насосом и штангами; обрыв колонны насосных штанг;

-полет агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него; обрыв кабеля.

При_ текущем ремонте:

-обрыв каната во время чистки песчаной пробки пикой или же­лонкой;

-обрыв колонны промывочных труб при промывке песчаной пробки;

-обрыв каротажного кабеля при исследовании скважины;

падение в скважину предметов при спуско-подъемных работах.

Анализ перечисленных, наиболее часто встречающихся аварий показывает, что при ремонте необходимо выполнять следующие операции:

1) расхаживание, т. е. медленное перемещение внутрискважин­ного оборудования при приложении к нему усилий, соизмеримых с максимальными, обусловленными прочностью труб;

2) захват и освобождение с помощью инструмента колонны штанг или труб, находящейся в скважине. Причем зона, за кото­рую проводится захват, может иметь резьбу (отвинченная муф­та), не иметь ее (разрушение произошло по телу трубы или штан­ги), или быть значительно деформированной.

3) отделение верхней части колонны (отвинчивание или отрез­ка) от нижней;

4) обработку верхнего деформированного торца упавшей части колонны для возможности проведения дальнейших работ по ее из­влечению;

5) определение состояния и характера разрушения верхнего торца упавшей части колонны;

6) захват инструментом отдельных мелких предметов или ка­натов, кабелей и т. д.

При ловильных работах используют: для подъема и спуска труб и штанг — агрегаты для текущего и капитального ремонтов скважин, гидравлические домкраты; для промывки скважины — промывочные агрегаты; для захвата внутрискважинного оборудо­вания — метчики, труболовки, колокола и т. п.

Рассмотрим технологии проведения наиболее часто встречаю­щихся ловильных работ.

Источник

Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки

Для проведения кислотной обработки 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 м 3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емкостью 6 м 3 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. На промыслах иногда применяют цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-500. Если поршневая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном исполнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой.

Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м 3 или ЦР-20 вместимостью 17,0 м 3 и в мерниках, гуммированных или покрытых специальными лаками или эмалями. В промысловых условиях 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

Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторократное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На рис. 122 показана схема

с ° CD
— н— _!
с о CD -6
—к— _i ■-
с ° СП » f
— щ— _J L

ис. 122, Схема размещения оборудования при кислотной обра­боткескважины

обвязки устья и оборудования скважины для проведения кислотной обработки.

В схеме показан обратный клапан 10, который предназначен для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками в системе, отказом насосных агрегатов и т.д.

После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка 11) и устьевой задвижки 10 через устьевую арматуру через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами 6 из емкости 8. Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства 11 и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с про давкой его в призабойную зону пласта 5. Затем насосные агрегаты 6 останавливают и насосным агрегатом 7 задавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости 9.

Объем продавочного раствора берут из расчета емкости НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны скважины плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь пласта.

После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и так далее). Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не превышает 40°С, а на скважинах высокотемпературных (100°С , и выше) — через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помощью компрессора. Компрессор в этих случаях заранее транспортируют на скважину, и после демонтажа обвязки устья и насосных агрегатов сразу обвязывают компрессор (УКП-80 или КС-100). Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубное пространство. Скважины могут осваиваться и другими способами (свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно выбросить на поверхность самоизливом скважины или с применением метода аэрации. В нагнетательных скважинах промывку, опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществляют той же водой, которую нагнетают в скважину.

Читайте также:  Организации и предприятия России Теплообменное оборудование

При обработке скважин соляной кислотой кислота проникает прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высоковязкие эмульсии, раствор полиакриламида и т.д. После этого делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступает в менее проницаемые участки.

На скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или делают так называемую термокислотную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм, длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при обычной обработке. Можно применять и другие металлы. Например, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким калием — 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяется 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции соляной кислоты, предназначенной для термохимической обработки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключительной стадии отработки. После завершения реакции скважину осваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуатацию. Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки, применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (400-800 кт/м 2 ) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.

При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (компрессором при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэрации при объеме воздуха в м 3 на 1 м 3 кислотного раствора обычно принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А, дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к раствору соляной кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема раствора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, сложенных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью

плавиковой (фтористоводородной) кислоты НF с соляной кислотой. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глинокислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фтористого кальция СаF 2, который способен закальматировать поровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой приводит к растворению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязевой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктивном пласте делают солянокислотную ванну. Если предполагают, что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной коркой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствор плавиковой кислоты. После этого в пласт закачивают 10-15% раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления продуктов реакции из пласта.

После этих операций в пласт закачивают грязевую кислоту — смесь 3-5% плавиковой кислоты с 10-12% соляной кислотой. Грязевую кислоту в пласте скважины оставляют на 10-12 часов и после этого освобождают скважину от продуктов реакции. Промысловые исследования по расходометрии-дебитометрии в скважинах выявили коэффициент охвата пласта обработкой от числа проведенных солянокислотных обработок (СКО), который уменьшается с увеличением их кратности. Даже самая эффективная технология кислотной обработки не гарантирует успеха без хорошей очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции. Вызов притока из пласта должен проводиться сразу же после кислотной обработки, а не через несколько суток, что часто бывает в промысловой практике по техническим или организационным причинам (человеческий фактор). С увеличением времени нахождения кислоты в пласте не только возрастает количество нерастворимых компонентов, но и происходит их закрепление в поровых каналах. К сопутствующим процессам, приводящим к образованию нерастворимых осадков, можно отнести гидролизацию трехвалентного железа и алюминия, присутствующих в растворе в результате растворения продуктов коррозии металлов, обсадных колонн и НКТ, взаимодействия кислотного раствора с цементным камнем и др.

При понижении концентрации кислоты это вызывает образование гидратов окислов, нерастворимых в указанных средах. Кроме того, в состав соляной кислоты, применяемой для кислотных обработок, в виде примеси входит определенное количество серной кислоты, при реакции которой с карбонатными породами образуются соли серной кислоты, выпадающие в осадок. Кроме этого, сами породы пласта могут содержать сульфидные соединения, взаимодействующие с кислотой и приводящие к тем же результатам. Предотвратить формирование экранирующего слоя с одновременным улучшением условий реакции кислоты с породой и очистки призабойной зоны, а также повышением охвата пласта обработкой, можно путем осуществления кислотной обработки в динамическом режиме, разработанном Б.М. Сучковым, В.И. Кудиновым и И.Н. Головиным. Сущность технологии заключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого изменения давления на забое скважины и общей тенденцией к снижению давления во времени, что обеспечивает движение раствора и продуктов реакции по направлению к забою уже в процессе кислотной обработки. Это предотвращает закрепление нерастворимых продуктов реакции в пласте и способствует более полной очистке пласта от продуктов реакции.

С целью снижения доступа кислотного раствора в высокопроницаемые пропластки, каналы растворения и трещины, а главное — для повышения охвата пласта обработкой, перед кислотным раствором закачивается порция эмульгатора типа ЭС-2, нефтехим-1. Если рабочий кислотный раствор является углеводородным растворителем или в него входят углеводородные компоненты, эмульгатор добавляют в первую порцию кислотного раствора. Предварительная закачка эмульгатора или ввод его в первую порцию кислотного раствора в условиях пласта и его возвратно-поступательного перемещения образует на фронте продвижения рабочего раствора эмульсию повышенной вязкости, которая увеличивает гидравлическое сопротивление высокопроницаемых участков пласта, то есть создает условия направленной обработки менее проницаемых пропластков. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления. Лучших результатов достигают при изменении давления в циклах в интервале 10-25%. При меньшем изменении давления экранирующий слой на поверхности породы не разрушается, так как импульс движения жидкости в пласт очень слабый. Изменение давления в циклах более чем на 25% также неэффективно из-за сокращения их числа.

Снижение забойного давления в циклах и, соответственно, вызов притока жидкости из пласта можно осуществлять компрессором, струйным насосом или высокопроизводительным ЭЦН. Наиболее предпочтительно для этой цели применять струйный насос (Р.С. Яремейчук, Г.А. Лесовой). При осуществлении процесса с помощью струйного насоса можно создать практически любые депрессии на пласт. Технологическая схема проведения кислотной обработки в динамическом режиме с применением струйного насоса показана на рис. 123.

В скважину на НКТ 1 опускают струйный насос 2 и пакер 3 с хвостовиком 4, длина которого соответствует объему 1-1,5 м. Конец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пласта. Насосно-компрессорные трубы заполняют ингибированным раствором соляной кислоты (рис. 123 а), при этом скважинная жидкость вытесняется в затрубное пространство.

После этого с помощью пакера разобщают межтрубное пространство и цементировочным агрегатом ЦА-320 или АН-700 закачивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на повышенной скорости. Раствор кислоты из НКТ вытесняется пресной или минерализованной водой (рис. 123 б). Затем в скважину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаровой клапан 5. В конструкции струйного насоса используется шарик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается в НКТ после спуска насоса. Шаровой клапан садится в клапанное седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементировочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струйным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость.

При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Раствор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик (рис. 123 в). После этого приподнимают шаровой клапан и через определенное время (5-10 минут) расчетный объем раствора кислоты из хвостовика закачивают в пласт (рис. 123 г). Затрубное пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По вышеизложенной технологии проводят несколько циклов. В каждом последующем цикле увеличивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем возвращаемой в пласт жидкости уменьшается. Процесс продолжается до полного освоения скважины. Кислотную обработку пласта в

Рис. 123. Схема технологических операций кислотной обработки ПЗП в динамическом режиме с использованием струйного насо­са: а — расположение подземного оборудования в скважине, заполнение НКГ кислотным раствором; п — запакеровка межтрупного пространства, закачка кислотного раствора в пласт; в — спуск в НКТ шарового клапана, прокачка жидкостичерез струйный насос (создание депрессии); г — при-подъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 — НКТ; 2 — струйный насос; 3 — накер; 4 — хвостовик; 5 — шаровой клапан;6 — про-давочлая жидкость; 1 — раствор кислоты

динамическом режиме можно проводить с помощью передвижного компрессора (УКП-80 или КС-100) и специального клапана. Схема кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора показана на рис. 124.

Кислотная обработка пласта проводится практически в той же последовательности, что и при использовании струйного насоса.

Способ кислотной обработки в динамическом режиме широко применяется на сложнопостроенных месторождениях с карбонатными коллекторами Удмуртии, где проведено 1213 обработок с высокими технологическими и экономическими показателями. Продолжительность эффекта от обработки до 1100 суток. Добыто дополнительно 405522 тонны нефти.

Источник

Оборудование для кислотных обработок

date image2015-02-24
views image3703

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого имеются карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость пласта в зоне скважины, а соответственно обусловливает и интенсификацию притока жидкости к скважине либо увеличивает ее приемистость, если скважина нагнетательная.

Для обработки пласта кислотой применяется комплекс оборудования, в состав которого входят арматура для устья скважины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину, автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, манифольд для соединения автоцистерны с приемом насосного агрегата и с устьевой арматурой. Кроме того, в районах с большими объемами работ по кислотным обработкам имеются базы с запасом кислоты.

Читайте также:  Обучение на Слесаря по эксплуатации и ремонту газового оборудования в Москве

При солянокислотной обработке концентрация кислоты в растворе составляет 8 – 20% в зависимости от пород нефтесодержащего коллектора. Если концентрация раствора соляной кислоты выше рекомендуемой, трубы устьевого и скважинного оборудования разрушаются, а если ниже – снижается эффективность обработки призабойной зоны.

Для предохранения труб, емкостей, насосов, трубопроводов, устьевого и скважинного оборудования от коррозионного воздействия кислоты в раствор добавляют специальные ингибиторы. В качестве ингибиторов применяется формалин (40%-ный раствор формальдегида в воде) или уникол марки У-К. У-2 и M-H. Несмотря на применение защитных мер, в процессе обработки скважины в соляной кислоте образуется значительное количество примесей в виде окислов железа, которые выпадают из раствора их изакупоривают поры пласта. Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы, в качестве которых используется уксусная кислота, добавляемая в раствор в количестве 0,8 – 1,6 % объема разведенной соляной кислоты.

Раствор соляной кислоты приготовляют следующим образом. После определения его объема в емкость заливается вода. К ней добавляются ингибитор, затем стабилизатор и замедлитель реакции – препарат ДС в количестве 1 – 1,5 % от объема закачиваемого в скважину раствора кислоты. После тщательного перемешивания раствора в последнюю очередь добавляют рассчитанный объем концентрированной соляной кислоты при постоянном перемешивании.

На промыслах применяются кислотные обработки нескольких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные ванны, при которых кислота закачивается в скважину только в объеме забоя без задавки ее в пласт для очистки внутренней поверхности забоя от загрязняющих отложений (цемент, глинистый раствор, смолы, парафин, продукты коррозии), а также закачка горячего кислотного раствора, который нагревается за счет экзотермической реакции между соляной кислотой и реагентом – магниевым материалом.

Для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные агрегаты Азинмаш-30А. АКПП-500, КП-6,5.

Агрегат Азинмаш-30А монтируется на трехосном грузовом автомобиле КрАЗ-257 высокой проходимости. Агрегат включает: трехплунжерный горизонтальный насос одинарного действия 5НК-500, коробку отбора мощности, промежуточную трансмиссию, манифольд, гуммированные цистерны (основная и смонтированная на прицепе).

Агрегат АКПП-500 смонтирован на трехосном грузовом автомобиле КрАЗ-255Б высокой проходимости. Агрегат состоит из трехплунжерного горизонтального насоса одинарного действия с приводом от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и промежуточную трансмиссию, гуммированной цистерны и трубопроводов с арматурой. Принцип действия агрегата не отличается от агрегата Азинмащ-30А. Техническая характеристика АКПП-500

Для транспортирования ингибированной соляной кислоты и подачи ее на насосный агрегат при кислотной обработке призабойной зоны скважины применяются специальные кислотовозы КП-6,5 и прицеп-цистерна ПЦ-6К.

Кислотовоз КП-6,5, смонтированный на автомобиле КрАЗ-255Б, состоит из гуммированной цистерны, центробежного одноступенчатого насоса, трубопроводов и запорной арматуры.

Прицеп-цистерна ПЦ-6К предназначена для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты с содержанием НСl 21 %.

Допускается добавлять в транспортируемую жидкость плавиковую кислоту в количестве до 5 % и уксусную кислоту до 2 % от объема соляной кислоты. Цистерна смонтирована на шасси автомобильного прицепа МАЗ-8925.

При отсутствии описанных специальных кислотных агрегатов скважину обрабатывают при помощи обычных передвижных насосных или промывочных агрегатов с последующей промывкой водой гидравлической части насосов.

Источник

Кислотная обработка скважин. Оборудование применяемое для кислотной обработки скважины, типовые схемы.

1. Обработка забоя, призабойной зоны и удаленных частей пласта нефтяных и газовых скважин на месторождениях с карбонатными и терригенными коллекторами для увеличения их дебитов.

2. Обработка забоя, призабойной зоны и удаленных частей пласта нагнетательных скважин.

3. Обработка труб подъемной колонны, забоя скважин ( фильтра ) и призабойной зоны с целью растворения отложений, выделившихся из пластовых вод солей,препятствующих фильтрации нефти из пласта в ствол скважины и поступлению ее в подъемную колонну и на поверхность.

4. Обработка поверхности забоя для удаления глинистой корки, остатков цементной корки, отложений продуктов коррозии и т.д., как в качестве самостоятельной операции, так и в качестве подготовительной операции перед осуществлением других процессов ( например, кислотные обработки призабойной зоны пласта, гидравлического разрыва пласта и др. ).

5. Обработка забойной пробки с целью уменьшения плотности ее и облегчения ремонтных работ.

6. Обработка забоя и призабойной зоны скважины с целью удаления парафинисто — смолистых отложений, препятствующих как поступлению нефти, так и воздействию кислоты на породы продуктивного пласта.

Техника и технология проведения солянокислотной обработки

Для перевозки неингибированнойсоляной кислоты от химических заводов до кислотной базы используют железнодорожные цистерны, гуммированные специальными сортами резины или эбонитами. Ингибированная соляная кислота может транспортироваться в обычных железнодорожных цистернах, но с защитным покрытием химически стойкой эмалью или химически стойким лаком.

Уксусную кислоту транспортируют до кислотной базы также в металлических гуммированных цистернах. Плавиковую кислоту доставляют в эбонитовых баллонах.

Для доставки кислоты с химических заводов на кислотные базы, если они близко расположены, и с кислотной базы на скважины используют автоцистерны — кислотовозы. Внутренние поверхности этих цистерн гуммируют или защищают

многослойным покрытием химическистойкими эмалями и лаками.

Концентрированные товарные кислоты хранят в резервуарах емкостью

25 — 50 — 100м. Эти резервуары защищают кислотоупорной футеровкой ( покрытие эмалями, лаками, гуммирование ).

Разведение кислоты с доведением раствора до нужной концентрации производится в передвижных емкостях, устанавливаемых у скважин. Обычно эти емкости представляют собой применяемые на производственных площадях мерники для сбора нефти объемом 14 м , внутренние поверхности которых покрыты защитным слоем. Для удобства перевозки мерники устанавливают на полозьях.

Для перекачки кислоты из железнодорожных цистерн в емкости и из емкостей в автоцистерны применяются кислотоупорные центробежные насосы с малым напором и большой производительностью.

При перекачке кислоты используются резиновые шланги или же гибкие трубы из поливинипласта и полиэтилена.

Для кислотных обработок применяют специальный агрегат Азинмаш — 30. Этот агрегат смонтирован на шасси высоко проходимой автомашины ( Краз — 257 ).

Агрегат имеет гуммированную цистерну емкостью 8 м , состоящую из двух отсеков — один емкостью 2,7 м , другой емкостью 5,3 м . Кроме того, для транспортировки дополнительного объема кислоты агрегат снабжен емкостью на прицепе объемом 6 м состоящей из двух отсеков по 3 м каждый.

Азинмаш — 30 оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом одинарного действия, который при плунжере 100 мм может на первой скорости поднимать давление до 50 МПа притеоритеческой производительности 2,5 л/с; на пятой скорости этот агрегат имеет теоретическую производительность 10,8 л/с при давлении 11 МПа.

Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое.

Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина, продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там , не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость ( нефть или вода ) в затрубное пространство скважины.

Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опресовкуоборудования не производят.

Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины.

Схема размещения оборудования для закачки кислотного раствора в пласт приведена на рис. 3.1.

В скважинах в которых возможно установить циркуляцию, процесс обработки производится по схеме, приведенной на рис. 3.2.

Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию ( положение I ). Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта ( положение II ). После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного раствора кислоты под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт ( положение III). Оставшуюся в трубах и нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью ( положение IY ).

При низких пластовых давлениях в скважинах не всегда удается установить циркуляцию при промывке нефтьювследствие поглощения ее пластом. В этом случае скважину прокачивают с максимально возможной скоростью от 10 до 20 м нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве при помощи эхолота или других приборов ( например, газовых счетчиков ). Установив, что уровень

в скважине перестал подниматься, не прерывая процесса, в скважину в след за нефтью на такой же скорости нагнетают весь рассчитанный объем соляной кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

3.1 Рис Схема размещения оборудования при солянокислотной обработке скважин

1 — емкость для нефти;

2 — емкость для солянокислотного раствора;

3 — насосный агрегат;

Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола скважины.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Технология проведения солянокислотных обработок неодинакова, и может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих

условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт насосом или самотеком, как описано выше.

При наличии одного мощного пласта рекомендуется применять ступенчатую обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы по 10 — 20 м, которые поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают раствором кислоты с установкой башмака бтуб в нижней части обрабатываемого интервала.

При обработке слабопроницаемых пород часто не удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2 — 3 м раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течении нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5 — 7 м .

Рис. 3.2 Схема кислотной обработки скважин

Другой разновидностью солянокислотных обработок являются серийные обработки, заключающиеся в том, что скважину последовательно 3 — 4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5 — 10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

В последнее время широко используются кислотные обработки «под давлением». Сущность метода заключается в том, что давление нагнетания кислоты в пласт искусственно повышается до 15 — 30 МПа путем предварительной закачки в высокопроницаемые пропластки высоковязкой нефтекислотной эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов и участков, значительно повышает эффективность кислотных обработок.

Успешно применяются также специальные кислотные обработки скважин через гидромониторные насадки — направленными струями кислоты высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке открытого ствола скважины.

Эффект от солянокислотной обработки определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки

Дата добавления: 2018-05-12 ; просмотров: 2196 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник