Кислотные обработки в карбонатном коллекторе

цементирующий материал
В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (ИЗВЕСТНЯК, ДОЛОМИТ) ОБРАБОТКА ПРОВОДИТСЯ РАСТВОРОМ

СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ
В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (ПЕСЧАНИК, АЛЕВРОЛИТ, АРГИЛЛИТ) ОБРАБОТКА ПРОВОДИТСЯ РАСТВОРОМ ГЛИНОКИСЛОТЫ (СМЕСИ ФТОРИСТОВОДОРОДНОЙ И СОЛЯНОЙ)

Н2О + СО2 ↑
или в количественных

соотношениях
(40+12+3⋅16) + 2(1+35,5)=(40+2⋅35,5) + (2⋅1+16) + (12+2⋅16)
100г + 73г = 111г + 18г + 44г
При растворении 100 г известняка 73 г чистой HCl получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. На 1 кг известняка надо израсходовать 730 г. чистой HCl



1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистого вещества HCl Следовательно, для растворения 1кг известняка потребуется:

+ 2H2O + 2СО2 ↑
(40+24,3+2(12+3⋅16))+4(1+35,5)=(40+2⋅35,5)+(24,3+2⋅35,5)+2(2⋅1+16) + 2(12+2⋅16)
184,3 +146 г

= 111 г + 95,3 г + 36 г + 88 г
При растворении 184,3 г доломита 146 г чистой HCl получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 95.3 г растворимой соли хлористого магния, 36 г воды и 88 г углекислого газа
Для растворения 1 кг доломита потребуется кислоты



или 15%-ного раствора HCl:

состава породы
удельного объема кислотного раствора (м3/м2 поверхности породы)
температуры, давления

и концентрации кислоты

от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5

до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60°С
Изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НСL не оказывает существенного влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С

раствора

объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления

с 0,1 до 0,7 МПа
при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз
при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз

взаимодействует с продуктами основной реакции и образует гипс, выпадающий в

осадок:
H2SО4 + СаСl2 + 2Н2О = CaSO4 · 2Н2О + 2НСl

Хлорное железо FeCl3 Fe + 2НСl = FeCl2 + Н2 ↑
FeCl2 преобразуется в FeCl3, выпадающий в осадок

Фтористый водород и фосфорная кислота
HF + СаСl2 = CaF2 + 2HCl
2Н3РО4 + ЗСаСl2 = Саз (РО4 )2 + 6НСl
образуют с продуктами реакции нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция (Са3(РО4)2)

стабилизирующие свойства кислотного раствора (предотвращают выпадение солей АL и Fe

- уксусная кислота (СН3СООН). 0,8 ÷ 2% от объема кислотного раствора.

Ингибиторы — водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НСL (формалин (до 1%); реагент И-1-А (до 0,4%) в смеси с уротропином (до 0,8%); УФЭ8 ДС; катапин-А, реагент В-2, карбозолин-О, реагент «Север-1» )

Интенсификаторы — вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из ПЗС. ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы (спирты, сульфокислоты, МЛ-72, ОП-10, марвелан К(О), реагент 4411, тержитол, катапин-А

Хлористый барий — водорастворимое вещество, нейтрализующее примесь серной кислоты

соляная кислота
хлористый барий
интенсификаторы

в процессе вызова притока и освоения

Основная цель кислотных ванн

- очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений кальцитовых солей пластовой воды

Объем кислотного раствора - объем скважины от подошвы до кровли коллектора

Концентрация раствора - 20% (при кислотных ваннах не происходит перемешивания раствора на забое)

Время нейтрализации 16-24 ч.

стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения

их сообщаемости между собой (увеличивается проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины)

пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны:
для

низкопроницаемых коллекторов 0.4÷0,6 м3/м
для высокопроницаемых коллекторов 0,6÷1,0 м3/м
При каждой последующей обработке объем раствора кислоты необходимо увеличивать от 25 % до 30 %

цементировочным агрегатом ЦА с замером объемов продавки через мерную емкость

хвостовиком
Низ колонны НКТ (хвостовика) оборудуют воронкой (муфтой), опрессовочным седлом (если

НКТ до этого не опрессовывались) и устанавливают ниже подошвы обрабатываемого пласта. При работе с пакером опрессовочное седло устанавливается над ним
Пакер устанавливают в намеченном интервале, длину хвостовика подбирают с учетом охвата всего интервала обработки

задвижкой, герметизируют устьевой герметизатор (КГОМ, превентор)
На затрубной задвижке устанавливают манометр

для наблюдения за давлением в межтрубном пространстве
КА и ЦА устанавливают у скважины, прокладывают нагнетательные линии и через тройник и обратный клапан присоединяют к устью скважины, после чего промывают и опрессовывают на рабочее давление, указанное в плане работ
ТЖ, необходимую для восстановления циркуляции, продавки кислоты в пласт и вымывания продуктов реакции, завозят заранее в желобную емкость или в автоцистерне и откачивают в мерную емкость агрегата, при этом используют жидкость, аналогичную жидкости глушения

2 – а/цистерна, 3 – КА, 4 –

устье скважины,
5 – желобная емкость, 6 – обратный клапан для предотвращения непредвиденного излива ТЖ на землю

закачкой ТЖ
Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину при открытой

затрубной задвижке. По достижении кислотой верхних перфорационных отверстий затрубная задвижка закрывается, и дальнейшая закачка кислоты (оставшейся в трубах и фильтровой части скважины) производится под давлением до полной продавки ее в пласт и 1-2 м3 дополнительно. Закачка кислоты в скважину и продавливание ее в пласт производится на максимально возможных скоростях при наличии приемистости
Продавливание кислоты в пласт продавочной жидкостью в объеме НКТ, межтрубного пространства от низа НКТ до кровли пласта и 1-2 м3 дополнительно. При этом давление продавливания не должно превышать допустимого давления на эксплуатационную колонну
Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с породой. При концентрации: НСL до 15 % (от 3 ч до 4 ч,) до 24 % - от 2 ч до 3 ч; глинокислоты в песчаниках (в т.ч. заглинизированных) и алевролитах - от 1 до 2 ч. Время реагирования считают с момента окончания продавки кислотного состава

установкой), от продуктов реакции и остатков кислоты для исключения их

попадания в нефтесборный коллектор
Объем извлеченной из скважины жидкости составляет не менее одного объема скважины плюс полтора объема всех закачанных при обработке рабочих жидкостей (буферная жидкость, кислотный раствор, продавочная жидкость)
устанавливают значения рН-показателя, выносимой из скважины жидкости в пределах, соответствующих значению рН пластовой жидкости эксплуатируемого горизонта до кислотной обработки. Измерение проводят переносным рН-метром или индикаторной бумагой

которых до обработки и после судят о технологическом эффекте

скважины допускается не производить, а заполнить ствол скважины и продавить

дальше в пласт последующей закачкой жидкости в объеме не менее 6 м3. Допускается продавливание продуктов реакции в пласты жидкостью из водовода
после закачки кислоты и времени реагирования скважина ставится под закачку

л меньше объема НКТ (при отсутствии приемистости скважины), и закачку

ее производят до посадки пакера
объем кислоты продавливается в НКТ продавочной жидкостью в объеме 100-150 л
закрывается центральная задвижка
отсоединяется нагнетательная линия
проводится посадка пакера и герметизация устья
подсоединяется нагнетательная линия, и продолжается закачка оставшегося объема продавочной жидкости

ч, с периодическим поддавливанием в течение этого времени свежей порцией

кислоты
Если кислотная ванна не дает положительного результата, то кислоту и продукты реакции вымывают обратной промывкой через желобную емкость в объеме закачанной кислоты плюс полтора объема НКТ
После появления кислоты (определяется по цвету) жидкость из скважины направляют в кислотовоз
По окончании выхода кислоты жидкость из скважины вновь направляют в желобную

часть зачастую не превышает 30-50 %
При применении существующих способов

обработки пласта НСL поглощается дренированными зонами пласта, а неработающие участки так и остаются необработанными
Для обработки неработающих участков пласта необходимо предотвратить поступление и уход кислоты в хорошо проницаемую, работающую часть пласта. Этого можно достигнуть поинтервальной кислотной обработкой с использованием пакеров Эта технология сложна, требует значительных затрат времени и средств, поэтому применяется в ограниченных масштабах

системой, не реагирующей с кислотой, но легко растворяемой нефтью -

обратной эмульсией (ОЭ), имеющей широкий диапазон регулирования вязкости: от нескольких сантипуаз до нетекучего состояния

составляющих раствора и степенью минерализации водного компонента
ОЭ доставляется к скважине

в а/цистернах или готовится в условиях скважины

выше приемистость пласта, тем больше объем эмульсии и выше значение

вязкости

расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, в среднем,

1 м3 на 1 м толщины пласта

с пером до искусственного забоя
2. Промывают забой скважины нефтью в

объеме ствола скважины
3. Устанавливают башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта
При коэф. приемистости < 1,1 м3/ч*Мпа закачивают в пласт кислоту объемом до 1,0 м3
4. При открытой задвижке на межтрубье закачивают в НКТ ОЭ и продавливают ее в межтрубье до верхних перфорационных отверстий
5.Закрывают задвижку на межтрубье и продавливают ОЭ в зону пласта кислотой до башмака НКТ

до верхних перфорационных отверстий. Этой операцией удаляется из затрубья часть

ОЭ, которая осталась там после продавки ее в пласт
7.Закрывают задвижку на межтрубье и продавливают кислоту нефтью в неработающие участки пласта
8.Закрывают задвижку на НКТ и оставляют скважину для реагирования на 2-3 часа
9.Производят свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта
10.Поднимают колонну НКТ, спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу

коэффициента продуктивности и профиля притока

процессе эксплуатации скважин в ПЗ отлагаются АСПВ, удаление которых возможно

в процессе промывки после их расплавления за счет экзотермической реакции раствора НСL с магнием
Mg + 2HCL = MgCL2 + H2 ↑ +QT

и его вида (магниевая пыль, крошка, стружка или бруски)
степени нейтрализации

раствора

QT

24,3+2(1+35,5)=(24,3+2·35,5)+2 + 461,38 КдЖ
При взаимодействии 73г чистой НСL с 24,3г Mg происходит полная нейтрализация раствора, при которой выделяется 461,38 кДж тепловой энергии
При взаимодействии 1 кг Mg с раствором HCL (15%) выделяется 18 987 кДж теплоты
количество 15%-ного раствора НС1 для растворения 1 кг магния:


Для растворения 1 кг магния потребуется у=3004/161,2=18,61 л 15%-ного раствора НС1

(на 1 кг магния):
Количество НСL, л

50 60 70 80 100
Температура раствора, 0С 120 100 85 75 60
Остаточная концентрация НСL,% 9,6 10,5 11 11,4 12,2

в виде стружки (чем больше давление, тем магниевая стружка должна

быть мельче и тоньше)
При давлении 1÷3 Мпа – в виде брусков квадратного и круглого сечения - чем ниже давление, тем площадь поперечного сечения этих брусков может быть больше.
при давлении до 1 Мпа используются бруски с площадью 10-15 см2
При давлении от 1 до 3 Мпа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого была 1-5 см2
Температура нагрева жидкости регулируется количеством магния и скоростью закачки кислотного раствора

2 — камера для загрузки магния; 3 — решетка; 4

— конус; 5 — отверстие для выхода нагретых жидких продуктов реакции; 6 — термометр