14.1.2. Виды соляно-кислотных обработок

На нефтяных промыслах применяют следую­щие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д.

Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы.

Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д.

Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,— раствор более низкой концентрации НС1 (10—12%).

К раствору кислотных ванн, предназначенных для раство­рения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2—3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ.

В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть.

К ислотные обработки. Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные обработки. Ведется этот процесс с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Схема расположения оборудования при обычной кислотной обработке приведена на рис, 14.1. Устье скважины обвязывают с агрегатом и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин

Рис. 14.1. Расположение оборудования при солянокислотной обработке: 1-насосный агрегат типа Азинмаш; 2-емкость для кислоты в агрегате; 3-емкость с кислотой, установленная на прицепе; 4-емкость для кислоты; 5-емкость для продавочной жидкости; 6- устье скважины.

сырую дегазированную нефть, для нагнетательных — воду и для газовых — воду или газ, если давление газа на газосборном пункте будет достаточным для задавливания кислоты в пласт. Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят гидродинамические исследования:

определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. В отдельных случаях в зависимости от состодуктивности.

Кислотные ванны. Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, АСПО, отложений продуктов коррозии и др.

Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекоменяния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НС1 и про-давливание его в пласт. Порядок операций при солянокислотной обработке приведен на рис. 14.2.

1 . В нефтяную скважину закачи­вают нефть, а в нагнетательную — воду до устойчиво­го переливания че­рез отвод из затрубного пространства (положение а).

2. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой в нагнетательной скважине) закачи­вают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и

Рис. 14.2. Схема обработки скважины соляной кислотой

забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). Раствор кислоты

при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды).

3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.

По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.

Если в нефтяных скважинах при кислотной обработки в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.

Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8—10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени.

При последующих солянокислотных обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.

При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту (НSО₃НН₂), представляющую собой белые негиг­роскопичные кристаллы без запаха молекулярной массой 97.10, плотностью 2,126 г/см³, температурой плавления 205°С. Водные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы при нор­мальных температурах.

Коррозионная активность НЗО₃НН₂ при равных процент­ных концентрациях значительно меньше, чем у соляной и сер­ной кислоты. С карбонатными породами сульфаминовая кис­лота взаимодействует медленнее, чем соляная.

Техническая сульфаминовая кислота выпускается в виде порошка, поставляется в мягкой упаковке и не требует специ­альных емкостей для хранения. В виде товарного порошка кис­лота безопасна в обращении и не вызывает ожогов при попа­дании на кожу.

Как показали результаты обработок скважин 10—20%-ным раствором сульфаминовой кислоты с расходом его на одну обработку в пределах 8—24 м³, в большинстве случаев с увели­чением дебитов нефти в эксплуатационных скважинах увели­чилась и поглотительная способность нагнетательных скважин.

Кислотные обработки под давлением. В пластах с резко меняющейся проницаемостью иногда приходится проводить кислотную обработку избирательно с целью получения максимального эффекта. Для этого в скважину предварительно за­качивается высоковязкая кислотная эмульсия типа «кислота в нефти».

При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт, охват кислотным раствором малопрошщаемых пропластков и участков, что резко повышает эффективность обработок. Давление нагнетания повышается при таких обработках до 15—30 МПа.

Наилучшие результаты получают при закачке эмульсии с содержанием в ней соляной кислоты до 70—80%. В некоторых случаях для уменьшения скорости реакции кислоты с породой и более глубокого проникновения ее в пласт в активном виде применяют гидрофобные эмульсии, стабилизированные специальными термостойкими деэмульгаторами. На поверхности таких эмульсий образуются защитные прочные пленки, предотвращающие коррозию оборудования. Для приготовления качественных эмульсий обычно применяют высоковязкие нефти с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ: например, в качестве основ эмульсии — нефти мезозойских отложений Грозненского района, которые удовлетворяют указанным условиям. Вязкость таких нефтей при 20°С составляет 2,5—6,7 сСт, и они содержат незначительное количество асфальтенов (0,1—2,2%) и смол (1,9—4,2%). Более стабильные эмульсии получают при применении керосина и дизтоплива. Для приготовления эмульсии рекомендуют использовать тер­мостойкие эмульгаторы:

1. Диаминдиолеат (пропилендиаминдистеарат) — паста светло-желтого цвета со специфичным запахом.

2. Первичные амины — вязкая жидкость коричневого цвета с характерным запахом, плотностью 0,802 г/см³.

Амины токсичны, их необходимо хранить в закрытой таре и избегать вдыхания паров.

3. Алкиламиды (моноэтаноламиды) СЖК — воскообразноевещество светло-желтого цвета, плотностью 1,06 г/см³.

Диаминдиолеат хорошо растворяется в нефти и нефтепро­дуктах (керосине, дизельном топливе). При добавке его в пре­делах 0,25—1,0% мае. образуется эмульсия, практически не разлагающаяся при 90°С под атмосферным давлением. Содержание кислоты в эмульсии может составлять до 80% мае., а концентрация НС1 в растворе до 20%.

Амины, также хорошо растворяясь в нефти и нефтепро­дуктах, образуют стабильные эмульсии при содержании в них кислоты до 60—70%.

Стойкость получаемых эмульсий зависит от концентрации как кислоты, так и добавок эмульгатора. С увеличением кон­центрации добавок аминов стабильность эмульсии не повыша­ется. При стабилизации эмульсии аминами оптимальной кон­центрацией является содержание в ней 15% НС1.

Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы растворяют в соответствующих средах: алкиламиды — в соляной кислоте, а амины — в нефти (дизтопливе, керосине). Так как алкиламиды плохо растворяются в соляной кислоте с низкой концентрацией, их предварительно в течение 20—30 мин. растворяют в 20—25%-ной кислоте, а затем разбавляют кислоту до 13— 15%-ной концентрации. При необходимости дополнительного ингибирования соляной кислоты в нее добавляют уротропин технический, хорошо растворимый в соляной кислоте. Уротропин добавляют из расчета 11 кг на 1 м³ кислоты.

После растворения эмульгаторов приготавливают кислотную эмульсию.

На рис. 14.3 показана схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением. С помощью основного агрега­та 1 в скважину нагнетается кислота. В одну половину бункера 3 вспомогательного цементировочного агрегата 2 закачивают нефть из емкости 4. Затем насосом 5 перекачивают ее в бункер 6. Как только восстановится циркуляция, в бункер 3 подают малыми порциями кислотный раствор из емкостей 7 и 8. Имея более высокую плотность по сравнению с нефтью, кислота будет опускаться к приему ротационного насоса и засасываться им вместе с нефтью. В результате интенсивного перемешивания образуется эмульсия.

Рис. 14.3. Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением

После образования эмульсии включают насос цементиро­вочного агрегата 9 и перекачивают эмульсию вновь в бункер 3, Одновременно туда поступает и кислота. Цикл перекачки повторяют несколько раз, пока не получится эмульсия требуемой вязкости, после чего ее закачивают насосом 10 в скважину 11. Вязкость эмульсии определяют вискозиметром. В схеме, приведенной на рис. 14.3, для нагнетания эмульсии в скважину использован один агрегат. Однако в зависимости от приемистости скважины их может быть несколько. Также может быть увеличено и число емкостей, используемых для приготов­ления эмульсии.

Рекомендуются следующие составы эмульсий:

1. 60% — 13%-ной НС1 (39% нефти и 1% алкиламидов);

2. 70% — 15%-ной НС1 (29,75% нефти и 0,25% аминов);

3. 60% — 15%-ной НС1 (39,5% нефти и 0,5% аминов).

4. Продолжительность остановки скважины после обработки

от 2 до 8 ч. Периоды стабильности эмульсии от 1 до 4 ч.

Кислотные обработки под давлением рекомендуется проводить следующим образом. Перед обработкой забой скважины тщательно промывают водой, после чего в затрубное пространство (пакер отсутствует) закачивают 2 м³ легкого глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см³. Если кислотная обработка проектируется с установкой пакера, то закачка глинистого раствора исключается.

При закрытом затрубном пространстве в насосно-компрессорные трубы при максимальных расходах закачивают принятый объем эмульсии и продавливают ее водой. Открывают затрубное пространство и способом прямой промывки заменяют глинистый раствор водой. После обратной промывки (до поступления из скважины чистой воды) скважину останавливают на предусмотренное время, после чего снова пускают в эксплуатацию. При обычных солянокислотных обработках сква­жину сразу же после обработки и промывки вводят в эксплуатацию.

Наряду с обычными солянокислотными обработками и обработками под высоким давлением применяют ступенчатую, или поинтервальную обработку. Для этого всю толщину пласта разбивают на интервалы 10—20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый пласт самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков применяют пакеры и различные химические изолирующие вещества.

При обработке слабопроницаемых пород не всегда удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае эффективность кислотных обработок может быть повышена за счет двухстадийной обработки. Для этого вначале в пласт закачивают 2—3 м³ кислотного раствора и выдерживают скважину под давлением 12—15 МПа и более в течение нескольких часов. После снижения давления до 5—7 МПа закачивают вторую порцию кислоты 5—7 м³, которая легко продавливается в пласт при гораздо меньших давлениях.

Применяют также серийную солянокислотную обработку, которая заключается в том, что скважину последовательно 3— 4 раза обрабатывают кислотой с интервалами между обработками 5—10 дней. При этом виде обработки получают хорошие результаты в пластах со слабопроницаемыми породами.

Термокислотная обработка скважин. Во многих случаях взаимодействию кислоты с породой мешают имеющиеся на забое скважины отложения в виде парафина, смол и асфальтенов. Если забой скважины предварительно прогреть, то парафин и смолы расплавятся, и кислотная обработка будет более эффективна. Для этих целей скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки применяют термокислотную, сущность которой заключается в том, что в скважину вводят вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию. При этом выделяется большое количество тепла.

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электродами. Однако эффективность электродов значительно ниже, чем чистого магния.

Наиболее часто применяют магний в виде прутков диаметром 2—4 см и длиной до 60 см, а в некоторых случаях — в виде стружки. Между соляной кислотой и магнием происходит сле­дующая экзотермическая реакция с выделением теплоты:

Мg + 2НС1 + Н₂О = МgС1₂ +Н₂О + Н₂↑ + 462,8 кДж.

При растворении в кислоте 1 кг магния выделяется 19 МДж теплоты. Для полного растворения 1 кг магния требуется 18,62 л 15%-ного раствора соляной кислоты, которая полностью нейтрализуется, а все продукты реакции хорошо растворяются в воде.

Прутки магния (обычно 40 кг) загружают в специальные наконечники. При реагировании магния с кислотой в обраба­тываемом интервале пласта выделяется количество теплоты, равное 756 МДж. Для общей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80—100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в коли­честве 1890 МДж.