Обработка скважин соляной кислотой

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.

Соляная кислота хорошо растворяет следующие нефтесодержащие породы: известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества.

При этом происходят следующие основные реакции при воздействии на:

· известняк

· доломит

Хлористый кальций (CaCL ₂) и хлористый магний (MgCL₂) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции.

Углекислый газ (CO₂) также легко удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

В количественных соотношениях реакция соляной кислоты с известняком запишется следующим образом:

Таким образом, при взаимодействии с известняком 73 г чистой НСL при полной ее нейтрализации растворяется 100 г известняка. При этом получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. Таким образом, на 1 кг известняка надо израсходовать следующее количество чистой НСL - 730 г.

Известно, что 1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой НСL. Следовательно, для растворения 1 кг известняка потребуется 4,53 л раствора.

Аналогично для второй реакции воздействия НСL на доломит при взаимодействии 146 г чистой НСL с 184,3 г доломита [ CaMg (CO₃)₂ ] при полной нейтрализации получается 111 г растворимой соли хлористого кальция; 95,3 г MgCL₂; 36 г воды (Н₂О) и 88 г углекислоты. Для растворения 1 кг доломита потребуется кислоты - 4,914 л 15%-ного раствора HCL.

Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. К числу таких примесей относятся следующие.

1. Хлорное железо (FeCL₃), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [ Fе(ОН)₃ ], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная кислота H₂SO₄ в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСL₂ образует гипс (CaS0₄×2H₂O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.

3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).

4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF₂) и фосфорнокислого кальция [ Сa₃ (РO₄)₂ ].

В состав раствора соляной кислоты вводятся различные ПАВы.

Готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НСL в пределах 8 - 16%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15 %-ного раствора НСL равна минус 32,8 °С.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование скважины, транспорта, перекачивания и хранения. Ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. В качестве ингибиторов используют:

· формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз;

· уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25 - 0,5%), снижающую коррозионную активность в 30 - 42 раза. Уникол не растворяется в воде, поэтому из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, из-за этого его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз.

· ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%) - для высоких температур и давлений, снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и Р = 38 МПа) до 20 раз.

· ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55 - 65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м³ раствора) - в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80 - 100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.

Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НСL.

2. Интенсификаторы - ПАВ:

· снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение на границе нефти - нейтрализованная кислота,

· ускоряющие и облегчающие очистку ПЗС от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты.

· увеличивающие эффективность кислотных обработок.

Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44 - 11, 44 - 22 и ряд других.

Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза.

3. Стабилизаторы - вещества, необходимые для:

· удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСL с железом, цементом и песчаниками,

· удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Стабилизаторы используют для:

1) предупреждения образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора,

2) улучшения растворения цементной корки

В качестве стабилизаторов применяют:

· уксусную (СН₃СООН) кислоту (в количестве 1 - 2 %);

· плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты,

· ряд других (лимонная, винная и др.).

Уксусная кислота (СН₃СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта.

 

Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Точный рецептурный состав компонентов и их количества определяют по соответствующим руководствам или расчетным таблицам в лабораториях или НИИ.

Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Растворы НСL готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF), пары которой ядовиты.

Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки и обработки под давлением ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки.

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.

Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.

Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС (табл.1) с хорошо проницаемыми прослоями, улучшая их и без того хорошую проницаемость.

Таблица 1. Рекомендуемые объемы раствора НСL на 1 м толщины пласта

Порода	Объем раствоpa НСL, м3/м
при первичных обработках	при вторичных обработках
Малопроницаемые тонкопористые	0,4 - 0,6	0,6 - 1,0
Высокопроницаемые	0,5 - 1,0	1,0 - 1,5
Трещиноватые	0,6 - 0,8	1,0 - 1,5

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет:

1) наращивания объема закачиваемого раствора,

2) повышения концентрации кислоты,

3) увеличения скорости закачки.

Исходная концентрация раствора - 12 %, максимальная - 20 %.

Простые кислотные обработки, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления.

При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями:

· керосином,

· пропан-бутановыми фракциями

· другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии.

При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ, в объеме, равном объему НКТ закачивают продавочную жидкость:

1) нефть для добывающих скважин;

2) вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин.

В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.

Время выдержки кислоты зависит от многих факторов:

1) в пористой среде кислота реагирует с карбонатами очень быстро;

2) повышенная температура ускоряет реакцию, сокращает время выдержки кислоты на забое.

Временной показатель:

1) При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка - от 8 до 24 ч,

2) при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч,

3) при температуре 30 - 60 °С - 1 - 1,5 ч.

При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтрализации кислоты.

Кислота в карбонатных породах не образует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом растворение протекает (более равномерно) вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий. Но все равно образующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы.

Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается:

1) увеличением концентрации НСL в исходном растворе

2) скоростью прокачки,

3) применением различных добавок, замедляющих реакцию.

Увеличение исходной концентрации - недостаточно эффективный способ:

· вызывает коррозию металла и оборудования,

· способствует образованию нерастворимых осадков в продуктах реакции.

Увеличение скорости закачки считается эффективным средством, но оно лимитируется:

· поглотительной способностью скважины

· мощностью применяемого насосного оборудования.

Применение добавок - более эффективное средство. Количество уксусной кислоты в растворе, применяемом для замедления, увеличивают в несколько раз по сравнению с необходимым для стабилизации. Так, при ее содержании 4 - 5 % от общего объема раствора скорость нейтрализации замедляется в 4 - 5 раза. Это означает, что раствор сохранит свою активность на расстояниях (при одномерном движении) в 4 - 4,5 раз больших при прочих равных условиях.

Кислотная обработка под давлением проводится для плохо проницаемых прослои пород коллектора или со слоистой неоднородностью пласта. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.

Сначала на скважине проводятся подготовительные мероприятия:

1) удаление забойных пробок,

2) парафиновых отложений,

3) изоляция обводнившихся прослоев

4) создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины.

Перед проведением СКО под давлением:

1. Продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев и их толщины.

2. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем.

3. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию (приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую). К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами (окисленный мазут, кислый газойль, амины, диаминдиолеат и другие вещества).

Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются:

· объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R,

· толщиной проницаемых прослоев h;

· пористостью m,

по формуле:

На 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5 - 2,5 м³ эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

4) Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсиипод меньшим давлением.

5) После эмульсии закачивается рабочий раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении,

6) По достижении кислотой башмака НКТ закачка НСL продолжается на максимальных скоростяхдля создания на забое необходимого давления.

7) После рабочего раствора НСL без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства (V_пр.ж = V_НКТ+V_{подпакер}). Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО.

8) После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

Пенокислотные обработки применяют при значи­тельной толщине пласта и низких пластовых давлениях и заключается в том, что в ПЗС вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют:

1) кислотный агрегат;

2) передвижной компрессор (или воздух из газо-воздухо-распределительной будки ГВРБ);

3) аэратор.

Схема обвязки оборудования устья скважины показана на рис. 1.

Аэратор (рис. 2) предназначен для перемешивания рас­твора соляной кислоты с воздухом (аэрации) и образования пе­ны. Чтобы получить пену, к раствору кислоты добавляют 0,1— 0,5% ПАВ от объема раствора при средней степени аэрации, т. е. объема воздуха в кубических метрах на 1 м³ кислотного раствора в пределах 15—25 м³. В качестве ПАВ применяют сульфанол, ОП-7, ОП-10, катапин, дисолван и др.

 

Рис. 1. Схема обвязки оборудования при пенокислотной об­работке скважины:

1 - компрессор; 2 - кислотный агрегат; 3 - аэратор; 4 - крестовина; 5 — обратный клапан

Рис. 2. Аэратор: 1- гайка под трубы; 2 — переводник; 3 — корпус; 4 — труба для воздуха; 5 — центра­тор; 6 — фланец с прокладкой; 7 — труба для кислотного раствора.