Занятие 7. Составы композиций для обработок скважин для терригенных коллекторов.

Составить схему солянокислой обработки в терригенные отложения.

Терригенные отложения (от лат. terra, –состоящие из снесённых с суши обломков горных пород и минеральных зёрен. Образуются как в водоёмах (морских и пресноводных), так и в наземных условиях. Особенность терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллекторах.

В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1.

Другой особенностью СКО является то, что в карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первоначальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор НСI, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой.

Фтористоводородная кислота - бесцветная жидкость с содержанием 40 % HF, температурой замерзания - 50 °С, с водой смешивается в любых соотношениях, хорошо растворяет многие неорганические соединения. В нефтепромысловом деле применяется для обработки призабойной зоны пластов с терригенными коллекторами (песчаники, алевролиты и пр.). Кислота взаимодействует с различными силикатными породами по следующим уравнениям:

В результате реакций образуются труднорастворимые в воде фториды металлов (в основном кальция и магния за счет присутствия в песчаниках карбонатов), а также кремневая кислота, которая по мере снижения кислотности раствора превращается в гель. Все это может привести к снижению проницаемости пласта.

Плавиковую кислоту, как правило, применяют в смеси с соляной. Смесь плавиковой кислоты с соляной принято называть глинокислотой или "грязевой" кислотой. Наличие соляной кислоты приводит к образованию растворимых солей кремнефтористоводородной кислоты, хлористых и фтористых солей металлов, кремневой кислоты Si(OH)4, которая может находиться в кислой среде в виде золя.

Кремнефтористоводородная кислота H₂SiF₆остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН)₄ по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержит 8 – 10 % соляной кислоты и 3 – 5 % фтористоводородной. Фтористоводородная кислота растворяет алюмосиликаты. Образующийся фтористый алюминий ALF₃ остается в растворе, а фтористый кремний SiF₄далее взаимодействует с водой, образуя кремниевую кислоту. Для растворения 1 кг алюмосиликата (каолина) необходимо 1085,3 г HF. Из справочных таблиц известно, что 4 %-ный раствор HF в 1 л раствора содержит 40 г чистой HF. Тогда количество 4 %-ного раствора фтористоводородной кислоты, необходимое для растворения 1 кг алюмосиликата, будет равно 27,13 л/кг.

Взаимодействие HF с зернистым кварцем протекает чрезвычайно медленно, а с алюмосиликатом H₄AL₂Si₂O₉ происходит быстро, но медленнее, чем взаимодействие НСL с карбонатами.

Поэтому обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала. По этим причинам смесь НСL и HF называют глинокислотой.

Для приготовления раствора применяют техническую HF кислоту с содержанием HF не менее 40 % и примесей: кремнефтористоводородной кислоты H₂SiF₆ не более 0,4 % и серной кислоты не более 0,05%. Наличие этих примесей приводит к образованию в продуктах реакций нерастворимых осадков и закупорке пор пласта.

Пары фтористоводородной кислоты ядовиты, и обращение с ней требует мер предосторожности. Кроме того, она имеет высокую стоимость. Последнее время широкое применение находит порошкообразное вещество бифторид-фторид аммония NH₄FHF+NH₄F, который менее опасен в обращении, сравнительно дешев, хотя также требует мер защиты. Порошок бифторид-фторид аммония при растворении его в растворе соляной кислоты частично ее нейтрализует. Поэтому для приготовления глинокислоты в этом случае используется раствор НСI повышенной концентрации.

Для получения глинокислоты, содержащей 4 % HF и 8 % НСL, необходимо иметь исходную концентрацию НСL 13 % и в 1 м³ такой кислоты растворить 71 кг товарного бифторид-фторид-аммония с содержанием 56 % фтора.

Для глинокислоты с содержанием HF 5 % и НСL 10 % исходная концентрация НСI 16%, и на 1 м³ раствора глинокислота (4% HF + 8% НСI) как таковая употребляется для обработки пород, содержащих карбонатов не более 0,5%. Поскольку она растворяет цементирующее вещество терригенных коллекторов, ее количество для обработки подбирается опытным путем во избежание нарушения устойчивости породы в ПЗС. В связи с этим для первичных обработок ограничиваются объемами глинокислоты в 0,3 - 0,4 м³на 1 м толщины пласта.

Для первичных обработок трещиноватых пород рекомендуемые объемы более значительны – 0,75 - 1,0 м³ на 1 м толщины пласта. Закачанная глинокислота выдерживается в пласте в течение 8 - 12 ч. Объем продавочной жидкости обычно равен объемам НКТ и забойной части скважины (до верхней границы перфорации).

Как правило, терригенные породы содержат мало карбонатов поэтому применяют двухступенчатую кислотную обработку. Сначала обрабатывают ПЗС обычным раствором НСI (обычно 12 - 15 % состава), а затем закачивают глинокислоту. Соляная кислота растворяет карбонаты в ПЗС, что предотвращает при последующей закачке раствора HF образование в порах пласта осадков фтористого кальция и других фторидов, осложняющих процесс, и сохраняет довольно большое количество HF для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, удаление карбонатов из ПЗС позволяет сохранить на нужном уровне кислотность отреагированного раствора HF для предупреждения образования студнеобразного геля кремниевой кислоты, закупоривающего пласт.

Для предотвращения смешивания нейтрализованной НСL со следующей за ней глинокислотой и образования осадка количество соляной кислоты берется на 0,2 - 0,8 м³ больше расчетного для сохранения кислотности раствора.

В пласты кислоты закачивают медленно для лучшего выщелачивания карбонатов и наибольшего растворения силикатных компонентов. Продавочной жидкостью обычно служит пресная вода с добавками ПАВ.

На терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот. Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:

Реакция с кварцем протекает медленно. Наиболее бурно реагирует плавиковая кислота с алюмосиликатами (например, каолином и другими). К объектам воздействия плавиковой кислоты относятся цементирующие силикатные разности – аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.

Образовавшийся в результате реакции плавиковой кислоты и терригенной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кис-лоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной. Соляная кислота здесь обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как практически не реагирует с соединениями кремния.

Взаимодействие плавиковой кислоты с цементирующими материалами и породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т.е. разрушением структуры призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Оптимальным считают содержание в смеси 3–5% HF и 8–10% HCI. Удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3–0,4 м3 на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

При взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными разностями породы или цементирующего материала образуются нерастворимые фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терригенной породе более 2% карбонатов сначала проводят солянокислотную обработку призабойной гзоны на глубину простирания, равную или большую, чем при глинокислотном воздействии, с концентрацией соляной кислоты на 2—4% выше, чем в смеси с плавиковой.

Температурный режим пластов обусловливает скорость реакции кислот с породой, а повышенные температуры (более 60°С) определяют требование по применению для обработок скважии реагентов и составов с замедленными сроками нейтрализации, что.повышает охват пластов обработкой по его простиранию.

Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым: сроком стабильности, в которых кислота представляет дисперсную фазу, а дисперсионную среду - нефть или нефтепродукты.Они обволакивают капли кислоты и предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь вязкоупругими составами, повышают и охват воздействием по толщине пласта. Их проникающая способность определяется степенью дисперсности, но вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости ограничивается, в основном, трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами. Такие эмульсии имеют следующий состав: 50-70 % кислотного раствора и 30-50 % нефтепродукта. В эмульсии добавляют присадки - эмульгаторы и деэмульгаторы и другие ПАВ, регулирующие их стабильность, дисперсность и сроки разрушения.

Занятие 8. Кислотные обработки нефтяных и газовых скважин.

Кислотные обработки нефтяных и газовых скважин предназначены для обработки забоя, призабойной зоны и удаления частей карбонатных или терригенных пластов с целью восстановления или улучшения их естественной проницаемости и увеличения дебита.

Различают несколько видов обработки кислотой скважин:

• кислотные обработки через гидромониторные насадки,

• серийные поинтервальные кислотные обработки.

Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки 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 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. Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.

Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС. При многократных обработках для каждой следующей операции растворяющая способность раствора увеличивается за счет наращивания объема раствора, повышения концентрации кислоты или увеличения скорости закачки. Исходная концентрация HCL - 12 %, максимальная - 20 %.

Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и др. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости используется нефть для добывающих скважин и 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. Кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию и сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, 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 нужно для нейтрализации кислоты.

Кислота в карбонатных породах образует промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются в одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом растворение протекает более равномерно вокруг скважины или перфорационных отверстий. Но каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.

Кислотная обработка под давлением. При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под давлением.

Выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. При последующей закачке кислотного раствора можно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Сначала на скважине проводятся удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев п их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.

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. Рекомендуется добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества. Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. 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 и их пористостью m по формуле

Обычно 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. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается раствор НСL объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления.

После рабочего раствора НСI без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСI. При этом происходит следующая реакция.

Для растворения 1 кг Mg потребуется 18,61 л 15%-ного раствора НСI. Из уравнения баланса теплоты

следует что при реализации всей выделившейся теплоты Q кДж на нагрев V л раствора, имеющего теплоемкость Cv (кДж/л×°С), нагрев раствора произойдет на Dt °С или

Принимая теплоемкость раствора 15%-ной НСI, равной теплоемкости воды, т. е. Сv = 4,1868 кДж/л×°С, получим

В наконечники загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивается от 4 до 10 м3 15 %-ного раствора НСI.

1. Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %.

2. Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

Скорость прокачки раствора НСI должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как при прокачке кислоты через магний непрерывно изменяются его масса, поверхность соприкосновения с кислотой, температура реакционной среды, концентрация кислоты и др. Это затрудняет расчет режима прокачки кислоты.

При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Прослои с ухудшенной гидропроводностью остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т. е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. При обсаженном и перфорированном забое используют обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСI по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.

По назначению кислотные обработки разделяются на кислотные ванны, простые кислотные обработки, большеобъемные кислотные обработки.

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности забоя и перфорационных отверстий загрязняющих материалов (остатки цементной и глинистой корки, продукты коррозии и т.д.). Кислотные ванны - первый и обязательный вид кислотного воздействия для скважин с открытым стволом предупреждения попадания в пласт загрязняющих материалов.

Простые (обычные) кислотные обработки проводятся с обязательным задавливании кислотного раствора в призабойную зону пласта (ПЗП) с целью очистки или разработки его порового пространства и увеличения проницаемости. Радиус действия таких обработок соответствует радиусу призабойной зоны пласта. Объем закачиваемого кислотного раствора находится в пределах 0,5 - 1,5 м³ на I м толщины продуктивного пласта

Большеобъемные кислотные обработки обеспечивают проникновение активной кислоты на значительное расстояние от стенки скважины, тем самым увеличивая радиус зоны обработки пласта, что определяется объемом закачиваемой кислоты, который для большеобъемных кислотных обработок достигает 5-10 м³ на I м обрабатываемой толщины пласта.

В зависимости от условий применения кислотные обработки подразделяются на несколько видов.

По химическому агенту, применяемому для растворения пород, они разделяются на:

· солянокислотные, предназначенные для карбонатных пород с использованием соляной кислоты различной концентрации;

· глинокислотные - для терригенных пород с использованием смеси соляной и фтористоводородной кислот;

· обработки другими кислотами (сульфаминовая, серная, кремнефтористоводородная и пр.);

· обработки реагентами, при смешении которых образуются вещества, способные растворять породы;

· пенокислотные для обработки пластов с низким пластовым давлением с использованием ПАВ - пенообразователей;

· обработки гидрофобными кислотными эмульсиями (в качестве внешней фазы используются нефть, керосин, конденсат и т.д.);

· газокислотные с добавлением в кислотный раствор газа (азота, CO₂, природного газа и пр.);

· термокислотные - с использованием подогретой (охлажденной) на забое или в пласте кислоты.

o Иногда кислотные обработки проводятся в комплексе с другими видами воздействия на призабойную зону пласта:

· гидрокислотный разрыв - гидравлический разрыв пласта с использованием кислотного раствора в качестве жидкости разрыва;

· виброкислотное воздействие - для увеличения приемистости в процессе закачки кислоты производят вибровоздействие на пласт с помощью вибратора (гидравлического, электрогидравлического и пр.);

· термогазохимическое воздействие с применением взрывных методов (АДС, ПГД-БК) в кислотной ванне.

При солянокислотных обработках скважин в пласт вместе с кислотным раствором попадает трехвалентное железо. В кислотном растворе оно накапливается за счет растворения окалины и ржавчины насосно-компрессорных труб и наземного оборудования.

Кроме того, в кислотный раствор может перейти железо, содержащееся в растворяемой породе.

Для предупреждения выпадения гидратов железа в пласте необходимо в кислотный раствор вводить реагенты-стабилизаторы, которые обладают способностью удерживать железо в растворенном виде после нейтрализации кислотного раствора.

В качестве стабилизаторов нашли применение лимонная и уксусная кислоты. Исследования показали, что для стабилизации кислотного раствора лимонной кислотой ее следует брать в 3,5 раза больше предполагаемого содержания железа. При недостатке лимонной кислоты несвязанное железо выпадает в осадок, при избытке - выпадает белый объемистый осадок лимоннокислого кальция. С учетом этих факторов, а также, принимая во внимание дефицитность и значительную стоимость лимонной кислоты проведены исследования с целью выявления надежного и легкодоступного стабилизатора солей железа. Таким стабилизатором является уксусная кислота.

Уксусная кислота СН₃СООH - бесцветная жидкость с резким удушливым запахом. Уксусная кислота с ионами трехвалентного железа образует растворимые уксуснокислые соли, которые при сильном разбавлении и повышении температуры могут гидролизоваться. Оптимальная концентрация CH₃COOH как стабилизатора солей железа зависит от предполагаемого времени нахождения кислотного раствора в пласте и содержания железа в растворе (табл.2.5.1). Время нахождения раствора в пласте не должно превышать времени начала выпадения гидратов железа.

Таблица 2.5.1 - Оптимальное содержание уксусной кислоты в 15 %-ном растворе HCI

При проведении работ по вызову притока и освоению скважин после кислотной обработки в некоторых случаях возможны осложнения, связанные с образованием кристаллогидратов компонентов природного газа и СО₂ (продукт реакции). Кристаллогидраты представляют собой твердые растворы, где растворителем является вода, молекулы которой образуют каркас. В полости каркаса внедряются легкоподвижные молекулы газа. Внешне гидраты природного газа напоминают мокрый снег, фирн или лед. Образованию гидратов благоприятствуют высокое давление, пониженные температуры и наличие свободной влаги. Условия образования гидратов компонентов природных газов в координатах давление-температура показаны на рис. 2.4 (гидраты - слева от кривой графика). Как видно, гидрат метана может существовать при температуре выше 0° С. Углекислый газ, этан и особенно сероводород образуют гидраты еще легче. Кристаллогидраты могут образоваться как в призабойной зоне пласта, стволе скважины, так и в наземных коммуникациях.

Для предотвращения гидратообразования необходимо проводить ингибирование буферных жидкостей и кислотных (особенно слабоконцентрированных) растворов. Ингибирование процесса гидратообразования имеет в своей основе изменение условий термодинамического равновесия между молекулами воды и газа. Ввод ингибитора резко уменьшает растворимость газа в воде.

Ингибиторами гидратообразования обычно являются сильные электролиты (неорганические кислоты и их соли) и некоторые органические соединения (метанол, гликоли, высшие спирты и пр.). Как правило, стоимость органических ингибиторов очень высока, поэтому они применяются только в условиях подготовки газа к дальней транспортировке, где технологические схемы ингибирования предусматривают их частичную или полную регенерацию.

Из неорганических ингибиторов для борьбы с гидратообразованием наиболее успешно применяется хлористый кальций.

Хлористый кальций хорошо растворим в воде, нетоксичен, недефицитен, имеет сравнительно низкую стоимость. Установлено что его растворы более эффективны в борьбе с гидратами, чем растворы метанола, особенно при низких давлениях. Отрицательным свойством CaCl₂ является его повышенная агрессивность по отношению к металлу. Однако это компенсируется добавлением в раствор ингибиторов коррозии.

Для предупреждения гидратообразования при кислотных обработках хлористый кальций вводится в рабочий кислотный раствор. Поскольку после нейтрализации соляной кислоты в пласте образуется хлористый кальций, то перенасыщение отработанного кислотного раствора хлористым кальцием может привести к его переотложению в виде твердой фазы в поровом пространстве пласта. Большую опасность представляет образование криогидратов хлористого кальция (лед + СаСl₂×6H₂O + водный раствор СaCl₂), которые являются твердыми веществами и образуются при определенных концентрациях и температуре раствора. На рис.2.5 представлена зависимость температуры замерзания водных растворов хлористого кальция от концентрации CaCI₂. Критическая криогидратная температура хлористого кальция равна -55°С при соответствующей критической плотности 1286кг/м³ и содержании безводной соли в растворе (30%). Эти соотношений можно считать предельными и для продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. На этом основании были рассчитаны максимально допустимые величины добавок хлористого кальция для приготовления солянокислотных растворов с различным содержанием HCI (рис.2.6).

Следует иметь в виду, что при температуре выше –30 °С для предупреждения образования гидратов компонентов природных газов достаточно ограничиться пределом насыщения для CaCl₂ - 26 % при соответствующей плотности 1258 кг/м³.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются при кислотных обработках скважин для снижения поверхностного натяжения на границе кислотный раствор - пластовая нефть, а также для улучшения смачивающих и отмывающих свойств растворов. Эти вещества обладают способностью адсорбироваться на поверхности раздела фаз и понижать межфазную свободную поверхностную энергию (поверхностное натяжение). Максимальное снижение поверхностного натяжения достигается при образовании на границе фаз адсорбционного мономолекулярного слоя. При повышении концентрации адсорбированных молекул на поверхности адсорбента выше некоторого критического 17 значения (критическая концентрация мицеллообразования - ККМ) образуются два, три и более слоев, но поверхностное натяжение при этом практически постоянно. Поэтому пересыщение растворов выше ККМ активным веществом ведет к излишней его трате. Необходимо учитывать снижение концентрации ПАВ за счет его адсорбции на стенках поровых каналов при движении раствора в пласте.

Поверхностно-активные вещества - органические соединения, многие из которых получают путем синтеза. Большинство из известных в настоящее время ПАВ вырабатывается из нефти, углистых сланцев и других органических соединений. При обычных условиях они представляют собой жидкости, пасты или кристаллические порошки. Характерной особенностью строения молекул ПАВ является их дифильность, то есть молекулы состоят из двух частей - неполярной (углеводородной) и полярной, представленной функциональными группами - СООН, -NН₂, -ОН, -О, S0₂OH и др.

Растворы ПАВ часто содержат мицеллы, представляющие собой агрегаты коллоидных размеров, находящиеся в растворах в термодинамическом равновесии с молекулами или ионами, из которых они образовались. В отличие от обычных ассоциатов мицеллы состоят из углеводородного ядра и гидрофильной оболочки или, наоборот, из гидрофильного ядра и углеводородной оболочки. Они образуются в интервале концентраций, соответствующих ККМ.

Мицеллярные растворы ПАВ обладают замечательным свойством - могут растворять вещества, нерастворимые в растворителе ПАВ. Это явление называется солюбилизацией. Так, в водных мицеллярных растворах солюбилизируются вещества, нерастворимые в воде, например, нефть, масло. Неводные же мицеллярные растворы могут связывать значительное количество воды. С ростом концентрации ПАВ солюбилизация увеличивается. Мицеллярные растворы ПАВ применяются в основном для интенсификации добычи нефти.

В нефтедобывающей промышленности широкое применение получили неионогенные ПАВ, основный преимуществом которых является универсальность использования. Неионогенные ПАВ можно использовать в смесях с другими веществами, так как они химически инертны и устойчивы к изменению рН. Они полностью растворяются в пластовых хлоркальциевых водах, не образуя осадка, чего нельзя сказать о большинстве ионогенных ПАВ. Неионогенные ПАВ характеризуются хорошей отмывающей способностью за счет высокой поверхностной активности и малой величины адсорбции на породах. Это обуславливает их малый расход при применении.

При освоении нефтяных и газовых скважин, для борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования эффективно используются ПАВ ионогенного типа, в основном катионные. Катионные поверхностно-активные вещества отличаются тем, что, адсорбируясь на поверхности твердого тела, образуют устойчивую гидрофобную пленку. Благодаря возникновению сольватной оболочки, создаются благоприятные условия для фильтрации нефти и газа по капиллярам гидрофобной породы.

Недостатком анионных ПАВ является то, что при взаимодействии с CaCI₂ и MgCI₂ они полностью или частично высаливаются, образуя нерастворимые осадки.

Большое значение при кислотных обработках скважин имеет качество применяемой технической воды, к которой предъявляются следующие требования: содержание (%) взвешенных твердых частиц не более 0,002, окисного железа не более 0,0003, сероводорода - не допускается.

Несмотря на универсальность, метод кислотной обработки скважин имеет определенные границы применения. Не все объекты, представленные породами, частично или полностью растворимы в кислотах, могут быть рекомендованы для кислотной обработки.

При выборе объекта необходима следующая информация: петрофизическая и минералогическая характеристика продуктивного пласта; коллекторские свойства, характер насыщения пласта; величины пластового давления и температуры; данные о вскрытии пласта (тип, количество поглощенного бурового раствора и время его воздействия на пласт); комплекс промыслово-геофизических исследований; конструкция скважины и забоя (высота подъема цемента за колоннами и качество цементирования, давление опрессовки эксплуатационной колонны); тип и плотность перфорации; результаты опробования, испытания и газогидродинамических исследований, позволяющих оценить "скин"-эффект и радиус ПЗП (зоны измененной проницаемости); сведения о приемистости пласта; результаты лабораторно-аналитических исследований кернового материала и пластовых флюидов.

Указанная информация позволит правильно оценить объект, выбрать соответствующий вид кислотной обработки и разработать рациональную схему процесса.

Оценку состояния ПЗП можно производить по «скин»-эффекту и радиусу зоны измененной проницаемости, которые определяются в результате обработки кривой вос

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: