Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 [ 81 ] 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

вые соединения, удерживаемые в растворе. При этом снижается скорость реакции кислотного раствора. Добавка уксусной кислоты изменяется от 0,8 до 2% от объема кислотного раствора.

Наличие в породе кремния Si при реакции с НС1 может вызвать образование гелей кремниевой кислоты (HSiO,), закупоривающих ПЗС:

СаСО, + SiOj + 2НС1 = HSiO + CaCl + СО Т . (5.54)

С целью предотвращения образования гелей кремниевой кислоты используют фтористо-водородную кислоту HF, которая полностью растворяет Si:

SiOj + 6HF = HSiF, + 2Нр. (5.55)

HjSiFg остается в растворенном соединении и не образует осадка. Добавка HF изменяется от 1 до 2% от объема кислотного раствора.

Ингибиторы - водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НС1. В качестве ингибиторов используют:

- формалин (до 1%) - снижает коррозионную активность в 7-8 раз. Формалин представляет собой 40%-й раствор формальдегида (CHjO) в воде. Формалин не влияет на скорость реакции;

- уникод ПБ-5 (0,05-0,1%) - снижает коррозионную активность в 10-15 раз. Растворяется только в растворе НС1, не растворяется в воде;

- реагент И-1-А (до 0,4%) в смеси с уротропином (до 0,8%) используется при высоких давлении Р, и температуре При температуре 87"С и давлении 38 МПа снижает коррозионную активность в 90 раз;

- УФЭ - ингибирующее действие выше, чем у формалина, но ниже, чем у уникода ПБ-5;

- ДС (до 0,5%) - снижает скорость коррозии до 3 раз (нефтяной продукт на основе серы или натрия).

Кроме того, в качестве ингибиторов используют катапин-А, реагент В-2, карбозолин-О, реагент «Север-1».

Интенсификаторы - вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (поверхностно-активные вещества - ПАВ). ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы. В качестве интенсификаторов используются также спир-

ты, сульфокислоты, МЛ-72, ОП-10, марвелан К(0), реагент 4411, тержитол, катапин-А и др.

Порядок приготовления раствора НС1: вода - ингибиторы - стабилизаторы - концентрированная соляная кислота - хлористый барий - интенсификаторы.

Раствор перемешивается, отстаивается в течение 2-3 часов, фильт руется, после чего он готов к употреблению. Приготовление кислот ного раствора производится на специальной кислотной базе.

5.9.2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОБЫЧНОЙ СКО

Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.

В процессе этой операции скважина очищается не только от фя-зи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на расчетную величину толщины продуктивного горизонта заполняется жидкостью - бланкетом. В качестве бланкета обычно используют конценфированный раствор хлористого кальция. Объем бланкета рассчитывают по формуле:

Vb=Dlh, (5.56)

где - внутренний диаметр обсадной колонны (скважины), м;

h - часть толщины пласта, которая не должна обрабатываться раствором НС1, м.

Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗС при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки (вторая, третья и т.д.) были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторс-ких свойств ПЗС: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС1 изменяется от 0,2 до 0,6 м7м; для высокопроницаемых коллекторов - от 0,2 до 0,9 м7м; для трещинных коллекторов - от 0,3 до 0,9 mVm.

При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч.

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем - исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте.

5.9.3. ТЕХНИКА, ПРИМЕНЯЕМАЯ ПРИ СКО

Приготовление кислотного раствора осуществляется, как правило, на специальных кислотных базах, организованных на территории нефтедобывающего района. Для перевозки необходимых объемов кислотного раствора на скважины используются автоцистерны различного объема (до 20 м). Для защиты емкостей от воздействия кислоты (или растворов кислоты) они гуммируются или