Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин (стр. 6 из 7)
(7)где b-процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (1%); W=30 м3 – объем солянокислотного раствора; m – концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах содержания HF (обычно m=60%). Следовательно
В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта.
Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве
, (8)где W=30 м3 – объем солянокислотного раствора; а = 0,6% – содержание SO3 в товарной соляной кислоте; х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; z = 27,5%-ная – концентрация товарной кислоты;
или 25 л при плотности хлористого бария 4,0.
В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1–1,5% от объема солянокислотного раствора (принимаем 1%). Это дает
30 м3 ∙ 0,01 = 0,3 м3 или 300 л.
Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора
V = W – WK– ∑Q м3, (9)
Где WК – объем солянокислотного раствора;
Wk = 8 м3 – объем концентрированной товарной соляной кислоты:
∑Q = 431 + 562,5 + 500 +25 +300= 1818,50 л
1,82 м3 – суммарный объем всех добавок к солянокислотному растворуV = 30 – 8 – 1,82 = 20,18 м3.
Для изоляции зумпфа применяем раствор хлористого кальция плотностью 1,2.
Объем 1 м ствола скважины внутренним диаметром 0,154 м составляет 0,0186 м3 (0,785 ∙ 0,1542 м2), а объем 12 м зумпфа будет 0,223 м3.
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,2 по инструкции требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м2 воды. Для изоляции всего надо взять: CaCl2540 ∙ 0,223 = 120,53 кг и воды 0,66 ∙ 0,223 = 0,15 м3.
После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl, и если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации HCl > 8% определяют по формуле
, (10)а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl < 8%, – по формуле
, (11)где qB и qk – объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты в м3; W – объем солянокислотного раствора 8%-ной концентрации; p – плотность раствора заданной концентрации; p1 и p2 – плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; p3 плотность концентрированной соляной кислоты.
Для закачки соляной кислоты скважина должна быть заполнена нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м (0,00198×100=0,2 м3) от насосного агрегата, промывочные трубы диаметром 0,05 м, длиной 1085 м (0,00198×1090=2,16 м3) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (0,0186×25=0,465 м3), а всего 2,825 м3. После этого устье скважины герметизируют и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 2,825 м3 нефти.
Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты ЦА-320.
При высоких давлениях лучше применять более мощные агрегаты – ЦА-320. Эти агрегаты предназначены для транспортировки, смешения и нагнетания раствора кислоты в скважину, а также для гидрокислотных разрывов пластов.
После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции солянокислотного раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления. Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршневания или в процессе эксплуатации скважины. Затем скважину исследуют на приток для оценки эффективности солянокислотной обработки.
Рекомендуется проводить обработку в две стадии:
1) Для очистки и расширения трещин, находящихся вблизи ствола скважины, закачивать небольшой объем (3 – 15 м3) соляной кислоты 12 – 15%-ной концентрации;
2) Для обработки удаленных зон пласта применять форсированную закачку соляной кислоты повышенной концентрации (20 – 25%) в объеме 20–30 м3.
При отсутствии положительных результатов, особенно в условиях высокой пластовой температуры (до 1500 С), обработку следует проводить нетфтекислотной эмульсией, при которой время нейтрализации кислоты и радиус обработки значительно увеличиваются. Радиус проникновения кислоты в глубь пласта до ее нейтрализации при солянокислотной обработке может быть определен по формуле
, (12)где V= 30 м3 – количество продавленного в пласт кислотного раствора; kТР – коэффициент трещиноватости пород; d – 100 мм – диаметр забоя скважины; h = 50 м – эффективная мощность пласта.
Применение гидрофобных нефтекислотных эмульсий предотвращает в течение некоторого промежутке времени вступление кислоты в реакцию с породой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это позволяет доставлять неотреагированную кислоту в более удаленные участки пласта.
Чтобы получить качественные эмульсии, следует применять маловязкую нефть с небольшим содержанием асфальтено-смолистых веществ и стабилизировать ее специальными эмульгаторами. Рекомендуемый состав нефтекислотной эмульсий: соляной кислоты 12 – 15%-ной концентрации – 60%, нефти – 39,5%, и аминов 0,5%.
Для защиты подземного оборудования скважин от солянокислнотной коррозии следует применять в качестве ингибиторов уротропин (0,8%) плюс ингибитор И-1- А (1%), которые сохраняют свои защитные свойства и при высоких температурах.
Эффект кислотной обработки скважины определяется суммарным количеством дополнительно полученной нефти после обработки скважины кислотой за все время ее работы с повышенным дебитом. Кроме того, результаты обработки проверяют
по величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки при одинаковой депрессии.
Суммарный прирост добычи находят путем сопоставления кривой снижения производительности скважины без обработки с фактической кривой добычи нефти после обработки.
Для экономической оценки эффективности обработки следует определить стоимость дополнительно добытой нефти и сравнить ее с затратами, связанными с проведением солянокислотной обработки.
2.10 Освоение скважины после соляно – кислотной обработки
Освоение скважины проводят:
– свабированием
– гидросвабированием
– промывкой
Гидросвабирование осуществляется путем периодического надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим быстрым сбрасыванием давления в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространение в пласт волны «репрессии – депрессии», разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а большие скорости обратного излива способствуют выносу загрязнений в ствол скважины. Для освоения гидросвабированием выбирают трудноосваиваемые, малодебитные и сухие скважины с призабойной зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими загрязняющими материалами, оборудованные преимущественно эксплуатационной колонной диаметром 146 мм для создания необходимого давления без применения пакера.
Гидросвабирование рекомендуется проводить после предварительного вызова притока из пласта другими методами с обработкой кислотной ванны или без нее.
Перед гидросвабированием жидкость в скважине должна быть заменена на совместную с пластовой водой и слагающий пласт материалом. Для этого могут быть использованы 1,5 – 3% раствор хлористого кальция, нефть, а также 0,1–0,2% раствор неионогенного ПАВ (если пласт не заглинизирован), например, ОП – 10, ОП – 7, дисолвана, превоцела «Шкопау». НКТ необходимо спустить ниже перфорационных отверстий.
Порядок работы
1. В течение 0,5 – 1 мин закачивать в пласт жидкость гидросвабирования по межтрубному пространству. Давление на устье для 1 цикла – около 5,0 МПа.
2. Произвести резкий сброс давления в скважине через НКТ открытием крана на устьевой арматуре с остановкой агрегата и излив жидкости в течение 1 мин в приемную емкость.
3. Закачать в межтрубное пространство 0,7, 1,0 или 1,5 м
жидкости при условном диаметре НКТ соответственно 60 (73 или 89) мм присредней производительности насосного агрегата для удаления загрязнений из области перфорационных отверстий в колонну НКТ.4. Последующие циклы производить в вышеуказанном порядке с полной промывкой скважины через каждые 10 циклов и увеличением давления закачки в каждом последующем цикле на 3,0 – 5,0 МПа до достижения заданной величины.
Вызов притока при освоении нефтяных скважин, вышедших из бурения или ремонта, одна из основных областей применения свабирования. Комплекс работ по освоению скважины должен обеспечивать: