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

SiO + 4HF = SiF + 2Нр . (5.59)

Далее:

SSiF + 4H2O = Si(OH), + 2H2SiF, . (5.60)

Кремнефтористоводородная кислота HSiF. остается в растворе, а кремниевая кислота Si(OH) при понижении кислотности раствора может образовывать гель кремниевой кислоты, выпадающий в осадок и закупоривающий призабойную зону.

Реакция алюмосиликатов с HF такова:

H,Al,SiO, -I- 14HF = 2AIF3 -I- 2SiF, -1-9Н,0. (5.61)

Соль фтористого алюминия A1F, остается в растворе, а фтористый кремний SiF, соединяясь с водой в соответствии с (5.60), обра-3yeTSi(OH),HH,SiF,.

Таким образом, общая реакция следующая:

HAljSiOg + 12HF = 2A1F, + Si(OH), + HSiF, + 5Н,0. (5.62)

Соляная кислота в смеси с HF служит не только для растворения карбонатного материала терригенного коллектора, о чем уже говорилось, но в значительной степени она предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая кремниевую кислоту в растворе. Фтористоводородная кислота реагирует и с карбонатами, например, с известняком:

СаСОз + HF = CaF, + Н,0 + СО, Т. (5.63)

Фторид кальция выпадает в осадок, приводя к снижению проницаемости. Поэтому соляная кислота, входящая в состав глиняной, предотвращает образование CaF,. Можно использовать и следующую технологию двухступенчатой кислотной обработки: на первом этапе провести обычную соляно-кислотную обработку, а на втором этапе закачать глиняную кислоту. Удаление карбонатов из ПЗС на первом этапе позволяет сохранить кислотность раствора на втором этапе, предотвращая тем самым образование гелей кремниевой кислоты.

Реакция HF с кварцем достаточно медленная, а с алюмосиликатами - быстрая. Поэтому плавиковая кислота, воздействуя в ос-

новном на глины и аргиллиты, разрушает глинистое цементирующее вещество терригенного коллектора, приводя к снижению его прочности.

Пары HF чрезвычайно ядовиты, так что при работе с этой кислотой необходимы усиленные меры предосторожности. Поэтому на практике вместо HF часто используют менее опасный фторид-бифторидаммоний NHFHF в виде твердого кристаллического вещества. Один кг NHHF химически жвивалентен 1,55 л 40%-й плавиковой кислоты. Фторидбифторидаммоний растворяют в соляной кислоте, что приводит к частичной ее нейтрализации (поэтому для растворения NHHF используют солянокислотный раствор повышенной до 15% концентрации):

NH.FHF -1- 2НС1 = 2HF -1- NH.Cl. (5.64)

Образующийся хлористый аммоний NHCl остается в растворенном состоянии.

Ингибиторами для глиняной кислоты являются: формалин, ка-таптин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1, В-2, производные мышьяка или меди, меркаптаны. Норматив добавки ингибиторов от 0,2 до 1% по объему.

В качестве интенсификаторов используют ПАВ, например, ОП-1, а в качестве стабилизаторов ПАВ-лимонную кислоту, молочную кислоту (от 1 до 3%), 10%-й раствор уксусной кислоты.

Технология проведения обработки и используемая техника принципиально не отличаются от таковых при обычной СКО.

Рассмотренные методы физико-химического воздействия на призабойные зоны скважин достаточно широко применяются в различных нефтедобывающих районах мира, хотя успешность этих методов не является стопроцентной. Во многих случаях лучшие результаты дают комбинированные методы.

5.12. ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЗС

Основой термогазохимического воздействия (ТГХБ) послужили работы по разрыву пласта под давлением газов, образующихся при сгорании на забое скважины порохового заряда. При этом характеристики сгорающего пороха (температура, давление и объем газов горения) зависят от времени горения. В результате экспериментальных исследований было установлено, что сжигание медленногоря-щего пороха приводит к существенному повышению температуры на забое скважины, а большое количество газообразных продуктов

горения и их химическая активность (особенно к карбонатам) оказывают благоприятное воздействие на ПЗС.

При быстром сгорании порохового заряда давление на забое скважины может достигать 100 МПа, что влечет механическое воздействие на ПЗС и образование в ней новых трещин, а также расщирение имеющихся. Такое воздействие, по сути, аналогично гидроразрыву, а точнее, первой его фазе, т.е. образованию трещин без их закрепления наполнителем.

При сгорании 1 кг медленногорящего пороха выделяется от 800 до 1300 ккал тепла. Если сгорает заряд в 200 кг, то температура на забое может достигать 700°С. При этом скважинная жидкость на-февается, а под действием высокого давления поглощается пластом, профевая его на расстояние до 20 м от стенки скважины.

При сгорании 1 кг медленногорящего пороха выделяется до Im-* газов горения, состоящих в основном из углекислого газа и хлористого водорода. Диоксид углерода, растворяясь в нефти, снижает ее плотность и вязкость, увеличивает подвижность, а также снижает поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Хлористый водород при наличии воды образует соляную кислоту, концентрация которой зависит от количества воды и газообразных продуктов горения и может достигать 5%. Соляная кислота, воздействуя на карбонатные коллекторы, увеличивает проницаемость ПЗС.

Таким образом, ТГХВ является комплексным: газогидродинамическое, тепловое и химическое воздействие на ПЗС. При этом образуются новые и расширяются имеющиеся в ПЗС трещины; под воздействием высокой температуры расплавляются АСПО, образовавшиеся в ПЗС во время эксплуатации скважины; реализуется улучшение физико-химических свойств нефти в желаемом направлении и, наконец, осуществляется химическое воздействие на коллектор (СКО). С целью повышения эффективности ТГХВ перед воздействием в скважину закачивают определенный объем кислоты (соляной, сульфаминовой и др.), т.е. проводят ТГХВ в кислотной среде.

Для проведения ТГХВ разработаны специальные глубинные аппараты, спускаемые в скважину на бронированном электрическом кабеле: например, АДС-5 и АДС-6 (аккумулятор давления сква-жинный; АДС-5 - для прогрева ПЗС и АДС-6 - для гидрогазо-разрыва пласта). Инициирование горения пороха в этих аппаратах