Кислотная обработка

Федеральное государственное  образовательное учреждение

высшего профессионального  образования

«Сибирский федеральный  университет»

 

 

 

 

Реферат

 

По предмету: ТиТ добычи и подготовки нефти и газа

 

На тему: Кислотная обработка

 

 

 

Студента Vкурса СФУ

факультет ИНГ 07 - 01

специальность

 

 

 

Красноярск 2011

Содержание

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

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

       Кислотная обработка скважин - химический способ интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефтяных скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами. Кислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой кислот или их смесей.

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

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Предварительные испытания

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

Оборудование, применяемое  при  проведении  кислотной обработки

      Для кислотной обработки нефтяных и газовых скважин разработано специальное транспортное и насосное оборудование. Растворы кислоты перевозят на промысел в автоцистернах емкостью от 500 до 3500 гал. (2—13м³). Химические добавки замешиваются в кислоту во время заправки цистерны.

          Насосы, установленные на грузовых автомобилях, используются для подачи кислоты через скважину в продуктивный пласт. Бензиновые или дизельные моторы насосов могут развивать гидравлическую мощность до 1000 л.с. Эти большие мощности необходимы, для того чтобы заставить кислоту проникать в поры породы против естественного давления в пласте.  

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

Насосный агрегат для  кислотных обработок Азинмаш - 30А.

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

   

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

 

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

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

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

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

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

 

 

Технология проведения  кислотной  обработки

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

       При неконтролируемой обработке вниз по обсадной колонне сначала закачивается раствор кислоты, затем достаточное количество жидкости, чтобы вытеснить кислоту в пласт. Этот метод может осуществляться с насосно-компрессорной колонной или без нее и наиболее применим  в скважинах с одной продуктивной зоной, в нагнетательных скважинах или скважинах для утилизации рассола, в газовых скважинах низкого давления или низкопродуктивных скважинах. Его достоинства — экономия времени и средств, а также легкое удаление продуктов реакции из продуктивного пласта. Недостатком метода является отсутствие контроля над тем, куда направится кислота. Жидкость для воздействия на пласт может быть потеряна на непродуктивной зоне.

                                    Методика обработки:

• удалить жидкость из скважины свабированием (порщневанием) или тартанием (откачиванием);
• закачать кислоту в скважину; если жидкость не была удалена, ее следует нагнетать в пласт перед кислотой; вслед за кислотой подать достаточное количество вытесняющей жидкости, чтобы заставить всю кислоту проникнуть в пласт; давление, создаваемое для нагнетания кислоты в пласт, определяется мощностью и производительностью наземных насосов;
• по истечении времени, достаточного для окончания реакции, удалить отработанную кислоту, содержащую продукты реакции, свабированием, тартанием, откачиванием насосом или, если забойное давление достаточно велико, фонтанированием из скважины.

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

     При обычной контролируемой кислотной обработке насосно-компрессорная колонна должна оставаться в скважине и должна существовать возможность заполнения скважины жидкостью. Насосно-компрессорная колонна устанавливается ниже продуктивной зоны. Сначала скважина заполняется нефтью, затем поступает кислота в количестве, достаточном для вытеснения нефти из насосно-компрессорной колонны, включая кольцевой объем над продуктивной толщей. Как только кислота оказывается на уровне продуктивного пласта, выход обсадной колонны перекрывается. Кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и продавливается в пласт. За ней следует достаточное количество вытесняющей жидкости для очистки насосно-компрессорной колонны и ствола скважины.

          Другой вид контролируемой обработки — покерный метод. В этом случае в насосно-компрессорную колонну непосредственно над зоной, подлежащей кислотной обработке, вводится пакер (расширяющаяся пробка). Скважина заполняется нефтью, после чего кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и локализуется на уровне продуктивной зоны. Затем пакер устанавливается, не позволяя кислоте перемещаться вверх по кольцевому зазору.

       Иногда сначала устанавливается пакер, а нефть удаляется из насосно-компрессорной колонны свабированием, после этого кислота прокачивается вниз. В некоторых случаях кислота прокачивается в насосно-компрессорную колонну, вытесняя перед собой нефть в пласт.

      Преимущество пакерного метода заключается а том, что кислота запирается в участке пласта ниже пакера. Это предотвращает ее попадание в непродуктивные зоны выше по стволу скважины. При необходимости в кольцевой зазор может подаваться нефть для снижения перепада давлений на разных сторонах пакера и предотвращения его срыва.

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

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

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

Ступенчатая кислотная  обработка

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

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