З рівняння (5.30) випливає, що скін-ефект виражає втрату корисної депресії тиску внаслідок додаткових фільтраційних опорів у привибійній зоні. Якщо привибійна зона забруднена, тобто коли к>к\, то величина скін-ефекту 5 - додатна, а якщо к < к\ - від’ємна.
Можна параметри к, ЯК і А[, гсд визначати за кривими відповідно відновлення і падіння (після доливання рідини у свердловину) тиску.
Тип колектора І наявність скін-ефекту якісно можна встановити за конфігурацією кривої відновлення тиску в системі координат \gAp-t, де Др=рк-р„(0/ рк - усталений тиск після закриття свердловини; рв(/) - вибійний тиск в момент часу (після зупинки свердловини.
Для оцінки скін-ефекту і встановлення типу колектора розроблено методику, яка передбачае використання різницевих кривих відновлення тиску. Для оброблення кривої відноалення тиску використовується рівняння, яке в загальному випадку для складної фільтраційної системи виражається многочленом, а для тріщинувато-пористого пласта набуває вигляду тричлена:
Рк -Рв(') = *Гаі' +5е"“2' +ІРк -рю-А-В)с-(Х^, (5.32)
де рво - тиск на вибої працюючої свердловини перед зупинкою; А, В,
а], а2, аз - сталі коефіцієнти за умовирт >ри, причому СС| < 0С2 < 013.
Члени у правій частині рівняння (5.32) є: перший - різницею між усталеним пластовим тиском І тиском у тріщинах (втрата тиску, зумовлена перетіканням рідини з пористих блоків у тріщини); другий - втратою тиску під час руху рідини в тріщинах до околиць свердловин; третій - втратою тиску в привибійній зоні, яка зумовлюється скін-ефектом.
У кожній ланці системи тиск відновлюється впродовж усього інтервалу часу. Криву відновлення тиску можна поділити на три ділянки. Ділянці А, де проявляється скін-ефект (впродовж 0,5-1,5 год), відповідає тричлен у рівнянні (5.32), ділянці Б (впродовж 0,5-5 год) - двочлен (без третього члена) і ділянці В- одночлен (без другого і третього членів).
На такому поділі базується числове визначення значин кожного члена. Для цього будуємо основну криву відновлення тиску в координатах \gAp-t (рис. 5.8). Потім екстраполюємо прямолінійну ділянку основної кривої до осі ординат і за різницею значин Ар, і Др' на основній кривій і екстрапольованій прямій визначаємо значину Ар', тобто Ар' = Ар,- Ар'і, за якими в тих же координатах ^ Лр -1 будуємо різницеву криву Ар\, де і - номер довільно вибраного моменту часу і, яких вибираємо багато.
)§ І ОД/;, МПа
Рисунок 5.8 - Графік відновлення тиску в напівлогарнфмічних координатах: ^ЮДр-ґ — основна крива; ЮДр1 -1 - екстрапольована пряма кінцевої ділянки основної кривої; \§ 10Др" - і ~ різницева крива; ^! ОД/?"' -1 — екстрапольована пряма кінцевої ділянки різницевої кривої |
Значини коефіцієнтів, які входять до рівняння (5.32), визначаємо графоаналітичним способом: коефіцієнти А і В визначаємо за відрізками, які відтинаються екстрапольованими прямолінійними ділянками основної і різницевої кривих (див. рис. 5.8); коефіцієнти «і і (Х2 знаходимо як нахили прямолінійних ділянок основної і різницевої кривих (аналогічно величині і в § 5.4); коефіцієнт аз розраховуємо аналітично з рівняння (5.32). Визначення з метою підвищення точності доцільно здійснювати аналітично з використанням ПЕОМ. Відтак для довільного моменту часу розраховуємо кожний член правої частини рівняння (5.32) і його частку в загальній втраті тиску. Тоді робимо висновок про тип колектора, доцільність і метод діяння на привибійну зону пласта.
Методи підвищення продуктивності свердловин
Погіршення стану привибійної зони в околиці свердловин, які закінчено бурінням, може бути зумовлено твердою фазою, фільтратом і буровим розчином (див. § 5.1), у видобувних нафтових - випаданням солей, парафіну і асфальтеносмолисгах речовин, у нагнітальних - механічними домішками, продуктами корозії і т.д. (див. § 3.2).
Отже, продуктивну характеристику свердловини можна покращити: а) створенням додаткових або збільшених каналів перфорації, мікротріщин І макротріщин; б) видаленням органічних і неорганічних речовин з природних порожнин пласта; в) розширенням прохідного перерізу природних порожнин або, в крайньому випадку, розширенням стовбура свердловини.
За цими напрямками виділяють такі основні методи підвищення продуктивності свердловин:
а) хімічні - кислотні оброблення (КО);
б) фізичні - теплові оброблення, оброблення поверхнево-активними речовинами, вуглеводневими розчинниками;
в) механічні - гідравлічний розрив пласта (ГРП), гідропіскостру- минна (11111) і додаткова кумулятивна перфорація, віброоброблення;
г) комплексні - термохімічні оброблення, гідрокислотний розрив пласта, термогазохімічне діяння і т.д.
Вибір методу визначається геолого-фізичною характеристикою пласта і причинами зниження продуктивності свердловин. Дія вибору свердловин і методу підвищення їх продуктивності розроблено методики на основі статистичних методів розпізнавання образів, потенціальних функцій, головних компонентів та ін.
§ 5.7 Гідравлічний розрив пласта
Гідравлічний розрив пласта (ГРП) - один з основних методів діяння на приві ібійну зону.
Суть ГРП полягає у створенні нових або розширенні існуючих тріщин у пласті шляхом запомповування рідини у свердловину під високим тиском І подальшому закріпленні їх розклинювальним високопроникним матеріалом (наприклад, піском).
Технологія ГРП містить такі операції:
промивання свердловини;
опускання у свердловину високоміцних НКТ з пакером і якорем на нижньому кінці;
обв’язування (рис. 5.9) і опресування на 1,5-кратний робочий тиск гирла і наземного обладнання;
визначення приймальності свердловини шляхом запомповування рідини;
напомповування по НКТ у пласт рщини-розриву, рідини-пісконосія
і протискувальної рідини (властиво гідророзрив); демонтаж обладнання;
пуск свердловини в роботу. '
Рисуиок 5 9 - Технологічна схема гідравлічного розриву пласта: 1 - тріщина розриву; 2 - продуктивний пласт; 3 - пакер; 4 - якір; 5 - обсздна колона; 6 - насосно-компресорш труби; 7 - арматура гирла; 8 -- манометр; 9 — блок маніфолвдів; 10 — станція контролю і керування процесом; 11 - насосні агрегати; 12 - піскозмішувачі; 13 - ємності з технологічними рідинами; 14 - насосні агрегати |
Гідророзрив пласта відбувається за високих тисків, які сягають
70...100МПа, що часто перевищує допустимі тиски для обсадних колон. Для захисту обсадних колон від високого тиску на нижньому кінці НКТ опускають у свердловину пакер з якорем, які встановлюють над покрівлею оброблюваного пласта. Еластичний елемекг пакера в результаті стискування його вагою НКТ герметизує заггрубний простір. Це досягається або опорою пакера на вибій з допомогою перфорованого хвостовика (пакер з опорою на вибій типу ПМ, ОПМ), або опорою пакера на обсадні труби з допомогою плашок пакера, які звільняючись під час повороту НКТ, розсуваються і втискуються у внутрішню поверхню обсадної колони (шишкові пакери без опори на вибій типу ПШ, ПС, ПГ), Якір попереджує зміщення пакера під дією різниці тисків під і над ним. За рахунок внутрішнього надлишкового тиску плашки якоря розсуваються і втискуються у внутрішню поверхню обсадної колони. Пакери і якори розраховані на перепади тисків 30...50МПа і мають прохідний переріз 36...72 мм залежно від їх типу і внутрішнього діаметра обсадної колони.
Перед опусканням пакера потрібно здійснити шаблонування стовбура свердловини спеціальним шаблоном, який опускають у свердловину з допомогою НКТ, щоб попередиш можливість заклинювання пакера і руйнування його еластичного елемента в процесі опускання.
Для виконання ГРП використовують насосні устатковання (агрегати) типу УН 1-630х700А (4АН-700), які розраховані на максимальний робочий тиск 70 МПа, піскозмішувальні агрегати типу 4АП або устатковання типу УСП-50 (для транспортування до 9 т піску, дозованого введення піску в потік рідини І приготування піщано- рідинної суміші), блок маніфольдів типу 1БМ-700 або 1БМ-700С (для обв’язування кількох насосних агрегатів з гирлом свердловини) і арматуру гирла типу 2АГ-700 або 2АГ-700 СУ.
Дистанційний контроль за процесом можна здійснювати за допомогою станції контролю і управління, яку змонтовано на автомобілі. Є станції контролю, які дають повну інформацію про режимні параметри здійснення процессу.
Агрегати розмішують з навітряної сторони свердловини у напрямку від її гирла, щоб за наявності аварійної чи пожежної небезпеки безперешкодно від’їхати від неї.
Для захисту людей від шуму застосовують антифони і заглушки.
Керівник робіт знаходиться на піскозмішувальному агрегаті (на спеціальному майданчику над бункером) або в станції контролю та управління і підтримує зв’язок з виконавцями за допомогою телефону чи радіо або за допомогою сигналів руками.
Для перевезення хімічно неагресивних робочих рідин застосовують автоцистерни (АЦН-11-257, АЦН-7,5-5334, Цр-7АП, Цр-7АПС, ЦР- 20, АЦПП-21-5523А) ємністю 6-21 м3.
Робочі рідини для ГРП використовують на вуглеводневій або водній основах. Вони не повинні погіршувати фільтраційних характеристик пласта, не спричинювати набухання глинистого цементу порід, не утворювати осадів під час контактування з флюїдами і водночас бути доступними та дешевими. Крім того, рідина розриву і рідина- носій також повинні володіти доброю носійною або утримувальною здатністю відносно до частинок розклинювального матеріалу. Це досягається збільшенням в’язкості або наданням рідині структурних властивостей. У разі високої фільтрації в пласт рідина розриву внаслідок розсіювання в об’ємі пласта не спричиняє гідророзриву або розвитку тріщин далеко від стінки свердловини, а рідина-носій не забезпечує перенесення частинок розклинювального матеріалу в тріщині.
Раніше широко використовувались рідини на вуглеводневій основі (нафта; нафта, загущена мазутом, бітумом, асфальтитом; дизельне пальне) і емульсії (гідрофобні та гідрофільні водонафтові; нафтокислотні; кислотно-гасові). їх застосування може бути доцільним під час здійснення ГРП у видобувних свердловинах.
У наш час, в основному, (десь до 90% операцій ГРП), використовують рідини на водній основі (вода, розчини полімерів, кислотні розчини, міцелярні розчини), а також гелі. Збільшенням витрати таких рідин забезпечується розрив пласта і компенсується їх недостатня пісконосійна здатність. Загущення води досягається додаванням ПАА (поліакриламід), ССБ (сульфіт-спиртова барда), КМЦ (карбоксилме- тилцелюлоза). Для попередження набухання глин (стабілізації глин) до води додають ПАР, полімери, хлористий амоній і ін.
Як протискувальна рідина здебільшого використовується технічна вода, а іноді - нафта.
Теоретичні міркування дають підстави вважати, що під час нагнітання фільтрувальної рідини найімовірнішим є утворення горизонтальної тріщини, а під час нагнітання нефільтрувальної рідини - вертикальної тріщини. Якщо в пласті вже є тріщини, то незалежно від фільтраційних властивостей рідини відбувається ї\ розкриття або розширення. Нагадаємо, що в пласті можуть бути і спостерігаються, в основному, природні вертикальні або близькі до них похилі тріщини.
Про те, що відбувся розрив порід, свідчать:
а) різке зменшення гирлового тиску нагнітання в часі за сталої витрати рідини (створення нових тріщин);
б) збільшення витрати рідини розриву непропорційно зростанню тиску нагнітання (розкриття існуючих тріщин);
в) об’єктивніше - різке збільшення величини відношення витрати рідини розриву до створюваної репресії тиску (коефіцієнт поглинальної здатності пласта) або до гирлового тиску нагнітання (умовний коефіцієнт поглинальної здатності).
Розклинювальним матеріалом (наповнювачем тріщин) звичайно служить кварцевий пісок з діаметром частинок 0,5.„1,2 мм.
Гранульований розклинювальний агент має володіти високою міцністю на зім’яггя і не втискуватися в поверхню тріщини, мати невелику густину, сферичну форму і однорідний фракційний склад. Для здійснення ГРП глибокозалеглих мідних порід з високою температурою запропоновано застосовувати пропант, скляні і пластмасові кульки, зерна корунду і агломерованого бокситу, мелену шкаралупу грецького горіха І т.д. Останнім часом застосовують пропант, який подають з допомогою гелю.
Відомо випадки здійснення ГРП без застосування наповнювача. їх ефективність пояснюється тим, що внаслідок розчинення стінок тріщин кислотою (кислотний ГРП), залишкових деформацій гірських порід або промивання тріщин від забруднень, тріщини не змикаються (не закриваються) повністю.
За технологічними схемами здійснення розрізняють однократний, скерований (поінтервальний) і багатократний ГРП. У разі здійснення однократного гідророзриву під тиском рідини нашітання перебувають усі розкриті перфорацією пласти одночасно, у разі скерованого - лише вибраний пласт або пропласток (інтервал, який має, наприклад, занижену продуктивність), а в разі багатократного ГРП здійснюється діяння послідовно на кожний окремий пласт або пропласток.
Місце утворення тріщин у разі скерованого і багатократного гідро- розривів можна регулювати введенням тимчасово блокувальних матеріалів (еластичних кульок діаметром 12... 18 мм, зернистого нафтороз- чинного нафталіну і т.д.), використовуванням двох пакерів, засипанням низу свердловини піском, застосуванням попередньої гідропіско- сгруминної перфорації і т.д. Проте надійність цих робіт дуже невисока.
Місце утворення тріщини можна встановити шляхом гамма- каротажу з використанням частинок піску або спеціальних синтетичних кульок, які активовані радіоактивними ізотопами, а також шляхом глибинної дебіто- або витратометрії.
Проектування технології ГРП в основному зводиться ось до чого. Стосовно конкретних випадків вибирають технологічну схему процесу, робочі рідини І розклинювальний агент.
Для однократного ГРП, виходячи з досвіду, беруть 5...10т піску, для масованого нагнітання його кількість збільшують до кількох десятків тонн.
Концентрацію піску в носії встановлюють залежно від його утримувальної здатності. У випадку використання води концентрацію піску задають 40...50 кг/м'. Тоді за кількістю і концентрацією піску розраховують кількість рідини-пісконосія.
з
На основі досвіду використовують звичайно 5-10 м рідини-
розриву.
Об’єм гірошскувальної рідини дорівнює об’єму обсадної колони і труб, по яких здійснюється запомповування в пласт рідини-пісконосія. Мінімальна витрата нагнітальної рідини має бути не меншою
2 
м3/хв, що в разі утворення вертикальної і горизонтальної тріщин може бути оцінено відповідно за формулами:
(5.33)
|
(5.34)
бверт £?гор - мінімальні витрати рідини, л/с; /і - товщина пласта, см; 5верг- 5гф ~ ширина (розкриття) вертикальної І горизонтальної тріщин, см; (.і - динамічний коефіцієнт в’язкості рідини, мПа-с; КТ - радіус горизонтальної тріщини, см.
Тиск гІдророзриву пласта задають з досвіду або оцінюють за формулою:
Рт\>п = Рг (5.35)
Де Ргрп ~ вибійний тиск розриву пласта; рг=Н- гірничий тиск; ар - міцність породи пласта на розрив в умовах всестороннього стиснення (звичайно Ср= 1,5...З МПа); Н - глибина залягання пласта;
рп - середня густина вигцезалеглих водонасичених гірських порід,
З з
рп = 2200...2600 кг/м, а в середньому буде 2300 кг/м; £ - прискорення
вільного падіння.
Статистичний аналіз даних про тиск гідророзриву показав, що за великої глибини свердловин (понад 1000... 1200 м)/?фП=(0,75...0,8)/7г, Це пояснюють розвантаженням гірничого тиску за рахунок деформації (витікання) пластичних порід (глин) у розрізі, що розкритий свердловиною, наявністю природних тріщин у продуктивному пласті та утворенням вертикальних тріщин.
Тиск розриву пласта в даний час визначають з умови утворення тріщин у пласті за методикою Ю.П. Желтова і Ін.
Тиск нагнітання рідини на гирлі свердловини
Рг= Ргрп+АРт-Рс (5.36)
де Ьр7 - втрата тиску на тертя в трубах; рс - гідростатичний тиск стовпа рідини у свердловині.
Втрату тиску можна оцінити за формулою Дарсі-Вейсбаха (за необхідності з урахуванням збільшення втрати тиску через наявність в рідині піску - зростають густина і кінематичний коефіцієнт в’язкості рідини) або за графіками.
Гідростатичний тиск рс визначають з урахуванням кривини стовбура свердловини і, за необхідності, наявності піску в рідині.
Допустимий ТИСК />гдоп беруть як найбільший з двох тисків, що розраховані за формулою Ламе (на внутрішній тиск розриву обсадної труби) і за формулою Яковлева-Шум ілова (на зрушуюче навантаження для різі обсадної колони) або взяті із довідникових таблиць як міцнісна характеристика труб.
Якщо тиск нагнітання рт виявиться більшим від допустимого гирлового тиску /7ГД0(1, то на НКТ над покрівлею продуктивного пласга встановлюють пакер з якорем. Для зменшення тиску нагнітання рґ слід брати НКТ максимально можливого діаметра для даної експлуатаційної колони (див. главу 7).
Потрібну кількість насосних агрегатів визначають за формулою (5.4).
Потім підбирають решту обладнання і уточнюють можливість здійснення процесу за отриманими розрахунковими параметрами.
Для оцінки технологічної ефективності в довідниках подано розрахункові формули, хоч ця оцінка є недостатньо надійною.
Внаслідок здійснення ГРП продуктивність свердловини можна збільшити в 2-3 рази,
ГРП дає змогу вирішувати такі задачі:
а) підвищення продуктивності (приймальності) свердловин за наявності забруднення ііривибійної зони або в разі малої проникності колектора;
б) розширення інтервалу припливу (поглинання) із багато- пластового об’єкта;
в) Інтенсифікації припливу нафти, наприклад, за технологією внутрішньопласгового термохімічного оброблення з використанням гранульованого магнію; ізоляції припливу води з використанням суспензій; регулювання профілю приймальності і т. Інш.
Суть теплового оброблення або термооброблення (ТО) полягає в прогріванні привибійної зони пласта і стовбура свердловини з метою розтоплення і вилучення парафіно-смолистих відкладів.
Випадання парафіну і відкладання асфальтено-смолистих речовин у привибійній зоні відбувається під час видобування нафта з високим вмістом цих компонентів (понад 3...5%) за умов близькості пластової температури і температури насичення нафти парафіном (температури кристалізації парафіну) та охолодження привибійної зони нижче цій температури. Охолодження її може відбуватися під час розкриття нафтового пласта бурінням, під час припливу газованої нафта в процесі робота свердловин, під час проведення робіт з інтенсифікації та ремонту, пов’язаних із нагнітанням великих об’ємів холодної рідини.
Приплив газованої нафти супроводжується зниженням у часі дебіту свердловини внаслідок відкладання парафіносмол (парафі- нокольматація). Звідси виникає потреба в здійсненні стаціонарного підігрівання привибійної зони або періодичного, циклічного повторення теплових оброблень. Тривалість циклів встановлюють із умови мінімуму витрат, пов’язаних із втратою у видобутку нафти та здійсненням оброблень (звичайно 3...7 міс.).
Теплоту можна внести в пласт двома способами:
а) теплопередачею в пласт через скелет породи і рідину, яка його насичує, від джерела теплота (електронагрІвача), розміщеного у свердловині (способом коцдуктивного прогрівання стаціонарно або періодично);
б) конвективним тепломасоперенесенням за рахунок нагнітання у свердловину і в пласт теплоносіїв (насиченої або перегрітої водяної пари, гарячої води, нафта і т. Ін.).
Суть методу теплового оброблення з використанням електро- нагрівача полягає в наступному. Для стаціонарного кондуктивного прогрівання (стаціонарного електротеплового оброблення) у свердловині, в інтервалі продуктивного пласта, разом з підземним обладнанням встановлюють електронагрівач, який працює безперервно або періодично за заданим режимом у процесі відбирання нафти.
Для періодичного кондуктивного прогрівання (періодичного електротеплового оброблення) експлуатацію свердловини зупиняють, піднімають підземне обладнання (НКТ, насос і т. ін.) і на кабель-тросі в інтервал продуктивного пласта опускають свердловинний електронагрівач, яким прогрівають пласт протягом 3...7 діб, а відтак піднімають електронагрівач, опускають свердловинне обладнання І відновлюють експлуатацію свердловини.
Дослідні дані засвідчують, що через 3,..7 діб безперервного прогрівання температура на вибої стабілізується. Вздовж стовбура свердловини нагріта зона поширюється на 20...50 м вгору і 10...20 м вниз від джерела нагрівання. Внаслідок малої теплопровідності порід вдається прогріти пласт вище температури топлення парафіну і асфальтено-смолистих відкладів на невелику глибину (до 1 м). Вибійна температура знижується після піднімання нагрівача зі швидкістю
3...5°С/год. Тому пускати свердловину в роботу потрібно без зволікань.
Для елеюронагрівання використосуюгь устатковання 1УЕС-1500, яке змонтовано на шасі автомобіля і одноосному причепі. Максимальна глибина опускання електронагрівача становить 1500 м. Електронагрівач - це трубчаста електрична піч опору (ТЕН) з максимальною потужністю 25 кВт і зовнішнім діаметром 112 мм, працює він від промислової електромережі (380 В).
Суть методу оброблення теплоносієм полягає в нагнітанні в пласт нагрітого теплоносія, який розтоплює або розчиняє смолопарафінові відклади у при вибійній зоні з подальшим своєчасним (до охолодження) і достатньо повним вилученням їх із пласта. Краще застосовувати вуглеводневі рідини, ніж воду, незважаючи на їх меншу питому теплоємність, оскільки вони суміщають функції теплоносія і вуглеводневого розчинника та не зумовлюють негативних побічних явищ (набухання глин у воді, руйнування скелета порід, зниження нафтопроникності).
Для теплового оброблення привибійної зони застосовують пересувні парові устатковання типу ППУА-1200/100, які змонтовано на шасі автомобіля високої прохідності КрАЗ і призначені для депарафінізації НКГ у свердловинах та викидних лініях. Продуктивність таких устат-
ковань 1200 кг/год пари за робочого тиску до 10 МПа і температури до
0 * з
310 С. Ємність цистерни для води становить 4,2 м.
Можна також нагнітати рідину в пласт, а нагрівати її свердловинним електронагрівачем.
Для нагрівання і нагнітання нафт у свердловину і для депарафінізації трубопроводів використовують агрегат 1АДП-4-150 (або 2АДП-12/150УІ), який забезпечує подавання 8,2 (12,0) м3/год за температури 150 °С і тиску 20 (16) МПа. Обладнання агрегату змонтовано на шасі автомобіля високої прохідності КрАЗ-255Б.
На практиці застосовується циклічне паротеплове оброблення за глибини свердловин до 1500 м. Для прогрівання пласта навколо свердловини радіусом 30 м потрібно запомпувати до 1000...3000 т насиченої водяної пари. Таку кількість пари можна запомпувати лише за допомогою громіздких пересувних парогенераторних устатковань типу УТТГ, які використовуються з метою підвищення нафтовилучення (див. § 3.6).
§ 5.9 Соля нокисютне, термохімічне і термокислотне оброблення
Солянотслотне оброблення (СКО) використовують дуже часто через простоту технології, наявність сприятливих умов для його застосування, а головне, через високу ефективність.
СКО призначено для оброблення карбонатних колекторів і пісковиків з карбонатним цементом, для очищення привибійної зони від забруднення в нагнітальних свердловинах, для розчинення відкладів солей і очищення ВІД глини, цементу і т. ін.
Солянокислогне оброблення базується на властивості соляної кислоти розчиняти карбонатні породи і карбонатний цемент пісковиків та інших порід, у результаті чого виникають порожнини, “канали роз’їдання” у привибійній зоні, зростає пористість, підвищується проникність. При цьому утворюються добре розчинні у воді солі (хлористий кальцій І магній), вода і вуглекислий газ (у вигляді газу або рідини). Основні реакції взаємодії соляної кислота відповідно з вапняком і доломітом такі:
СаС03 + 2НС1 = СаС12 + Н20 + С02; (5.37)
СаІУ^(С03)2 + 4НС1 = СаСЬ + М&С12 + 2Н20 + 2С02. (5.38)
Солянокислотнийрозчин - це, в основному, суміш таких реагентів і матеріалів:
а) соляної кислоти (випускається промисловістю у трьох видах - синтетична технічна, технічна і з відходів органічних виробництв відповідно з концентрацією не менше 31; 27,5 і 24,5%);
б) інгібітора корозії - речовини, яка зменшує корозійне руйнування обладнання (катапін-А, катапін-К, катамІн-А, марвелан-К(О), І-1-А, В-2, уротропін технічний, формалін) і додасться в межах 0,05...0,8% від кількості кислотного розчину;
в) інтенсифікатора - ПАР для підвищення ефективності СКО внаслідок розширення профілю діяння по розрізу пласта і покращення
винесення продуктів реакції (катапін-А, катамін-А, марвелан-К(О), карбозолін, ОП-Ю, ОП-7, 44-11); додається в межах 0,1-0,3% ВІД кількості кислотного розчину;
г) стабілізатора - речовини дня попередження випадання осадів окисних сполук заліза, алюмінію, гелю кремнієвої кислоти (оцтова, лимонна, плавикова або, інакше фтористоводнева, кислоти); додається в межах 0,8-2% від кількості кислотного розчину.
Перед обробленням до солянокислотного розчину додають також і інші реагенти. Так, обов’язково для нейтралізації сірчаної кислоти додають хлористий барій (після реакції в ємності утворюється осад сірчанокислого барію).
Для оброблення теригенних колекторів і збільшення активності діяння на силікатні породи та матеріали (аморфна кремнекислота, глини, аргіліти, кварц) використовують суміш 12% розчину соляної кислоти та 3-5% розчину плавикової кислоти і називають її глиноки слотою. Оброблення відповідно називається глинокис. юптіш.
Для зручності транспортування і зберігання, а також для безпеки робіт на промислах плавикову кислоту можна отримувати із суміші фтористих солей (біфторіед-фгорид амонію NtL^FiHF+NH^F і біфторид амонію NH4F). Для приготування глинокислоти з вмістом 12% соляної НС1 і 3% плавикової кислоти HF беруть 16% соляну кислоту НС1 і 5% біфторид-фторид амонію від об’єму розчину. При цьому в результаті взаємодії НС1 з біфторид-фгоридом амонію утворюється плавикова кислота HF.
Вибір рецептури і виду кислотного розчину здійснюють залежно від хімічного складу порід, типу колектора і температури. Так, для оброблення ангідритів до солянокислотного розчину доцільно додавати 6.,.10% за масою азотнокислого калію. Сульфат- і залізовмісні карбонатні породи переважно обробляють 10... 15% розчинами оцтової СН3СООН і сульфамінової МЇ^ОзН кислот та солянокислотним розчином з додаванням хлористого кальцію або хлористого натрію, а також сульфатів калію чи магнію. Під час оброблення залізовмісних карбонатних колекторів соляно- кислотним розчином осадоутворення попереджується додаванням до розчину оцтової або лимонної кислот у кількості відповідно 3...5 і
2,..3% за масою.
Підвищена температура пластів (понад 60 °С) зумовлює високу швидкість реакції кислоти з породою і металом обладнання, а це вимагає більш ретельного інгібірування кислоти та застосування суміші зі сповільненими темпами нейтралізації.
Зниження швидкості нейтралізації кислоти і, як наслідок, збільшення глибини оброблення пластів досягається застосуванням кислотних емульсій, пін, додаванням хлористого кальцію, органічних (оцтової і лимонної) кислот, інгібітора В-2 та ін.
Тип колектора визначає необхідну проникну здатність кислотного розчину, від якої залежить охоплення діянням по простяганню і по товщині пласта, проникання його в дрібні пори і мікротріщини.
Для тріщинуватих і тріщинувато-пористих колекторів краще використовувати в’язкі і в’язкопружні системи - кислотні емульсії і піни, загущені КМЦ кислотні суміші.
Для пористих малопроникних колекторів і в разі забруднення привибійної зони мінеральною суспензією краще застосовувати кислотні розчини з підвищеною фільтрівністю (проникною здатністю), до яких відносять кислотний розчин, що оброблений гідрофілізуючими ПАР для нагнітальних свердловин, газовані кислоти (з переважним вмістом рідинної фази) І кислотні аерозолі (з переважним вмістом газової фази). Як газову фазу використовують азот (азотосолянокислотне оброблення),
який зумовлює зниження корозійної активності і вибухо- небезпечності, вуглекислий газ (підвищується розчинна здатність суміші), повітря, вуглеводневий газ. Оброблення з використанням газу називають газокислотними, а піни -- пінокислотними.
Зниження корозії обладнання і збільшення глибини оброблення пласта можна досягти застосуванням технології з утворення кислотних розчинів у свердловині або в пласті. Технологія базується на реакції розчину формальдегіду НСНО (формаліну) з солями амонію (хлористим амонієм МНдСІ або аміачною селітрою ІМН^Оз):
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 23 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
