Обоснование мероприятий по повышению нефтеотдачи для пластов AC10, АС11 и АС12

      Реагент И-1-А. Наибольшей активностью этот реагент обладает в смеси с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А и 0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора снижается в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А и 0,8% уротропина — в 55 раз. Реагент И-1-А имеет большое преимущество перед катапином-А при обработке скважин с высокой температурой пласта, так как он не снижает своей антикоррозионной способности даже при температуре 130°С.

      Уникод ПБ-5 — продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400—600. Это — липкая темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м³.

      По  экспериментальным данным, коррозионное действие раствора соляной кислоты  концентрацией 10% НСl при добавке 0,1% уникода снижается в 22 раза, при добавке 0,5% — в 42 раза.

      Уникод  полностью растворяется в соляной  кислоте, но не растворяется в воде, а тем более в сильноминерализованной. Поэтому из раствора соляной кислоты  после того, как вся активность кислоты израсходуется на взаимодействие с породой, в порах пласта выделяется осадок в виде объемистой липкой массы. Это большой недостаток уникода ПБ-5 как ингибитора кислоты, предназначенной для кислотной обработки скважин. Поэтому уникод ПБ-5 рекомендуется применять лишь в исключительных случаях (при отсутствии других ингибиторов) при дозировке не выше 0,1%.

      Некоторые ингибиторы коррозии (катапин-А и  др.), попадая в пласт, обеспечивают снижение поверхностного натяжения  на границе «нефть—отработанная кислота». Адсорбируясь на стенках поровых каналов, эти ПАВ облегчают отделение воды от породы и удаление продуктов реакции из пласта, что, в конечном счете, обеспечивает повышение эффективности обработок скважин. Поэтому добавка тех или иных ПАВ в солянокислотный раствор при обработках скважин обязательна. Рекомендуемые дозировки для большинства ПАВ составляют 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для второй половины.

      Помимо  катионных ПАВ (катапин-А), для интенсификации кислотных обработок применяют  и анионактивные вещества, такие  как ОП-10, УФЭз и др.

      Стабилизаторы. Стабилизаторами в условиях солянокислотных обработок скважин называются реагенты, добавляемые в раствор кислоты с целью предупреждения выпадения из него осадков окисного железа. Дело в том, что кислота, полученная с заводов, часто содержит повышенное количество железа — 0,5 — 0,7% и более. В дальнейшем содержание железа может значительно повыситься в процессе транспортирования и хранения кислоты вследствие коррозии металла, а также растворения продуктов коррозии на металлических частях оборудования и труб.

  В качестве стабилизатора кислотного раствора применяют уксусную кислоту (СНзСООН), которая предупреждает выпадение осадков железа из раствора.

      Кроме стабилизирующего действия, уксусная кислота является замедлителем реакции соляной кислоты с известняками, что также дает некоторый эффект для достижения конечной цели — продавливания кислоты на максимальное расстояние от ствола скважины с сохранением большей доли ее активности.

      При небольшом содержании в солянокислотном  растворе железа (0,1% и менее) рекомендуется добавлять в него 1% уксусной кислоты, при содержании железа до 0,5% добавляется 2% этой кислоты в пересчете на 100%-ную концентрацию.

2.4. Концентрация растворов кислоты.

       Эффективность соляно-кислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее объема, давления при обработке, температуры на забое, характера пород и других факторов. Для кислотных обработок объём и концентрация раствора кислоты планируются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно. Предельные значения этих параметров обычно следующие: объем — 0,4—1,5 м³ на 1 м обрабатываемой мощности пласта; концентрация 12—16% НС1, с уменьшением ее в отдельных случаях до 8% и увеличением до 20%.

       Наименьшие  объемы кислоты в 0,4—1,0 м³ на 1 м мощности обрабатываемого интервала пласта применяют для малопроницаемых карбонатных пород при малых начальных дебитах скважин. Для этих условий принимают наиболее высокую концентрацию раствора — с 15—16% НС1, а при отдельных обработках — 20% НС1.

       Для скважин с высоким начальным  дебитом и породами высокой проницаемости  следует планировать 1,0—1,5 м³ раствора кислоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта

       При повторных обработках во всех случаях  объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками до максимального.

2.5. Техника кислотных обработок

       Процесс солянокислотной обработки скважин  заключается в нагнетании в пласт  раствора соляной кислоты насосом  или самотеком, если пластовое давление низкое.

       Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и  продуктов коррозии, для очистки  стенок скважины от цементной и глинистой  корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют  кислотную ванну. При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины.

       Кислотная ванна способствует предупреждению попадания загрязняющих материалов в пористое пространство пласта при  последующей обработке. Поэтому  кислотная ванна считается одним  из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

       Перед обработкой скважины у её устья устанавливают  необходимое оборудование и спрессовывают  все трубопроводы на полуторакратное  рабочее давление. Параллельно с  обвязкой устья скважины к месту  работы подвозят подготовленный раствор  соляной кислоты или готовят его тут же у скважины.

       Примерная схема размещения оборудования для  закачки солянокислотного раствора в пласт показана в приложении.

       При кислотных обработках в основном применяют агрегат Азинмаш-30 или  Азинмаш-30А, смонтированный на шасси высокопроходимой автомашины (КрАЗ-257). Агрегат имеет гуммированную цистерну емкостью 8 м³, состоящую из двух отсеков — один емкостью 2,7 м³, другой емкостью 5,3 м³. Кроме того, для транспортирования дополнительного объема кислоты агрегат снабжен емкостью на прицепе объемом 6 м³, состоящей из двух отсеков по 3 м³ каждый. Этот агрегат оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом одинарного действия.

       В скважинах, в которых возможно установить циркуляцию, процесс обработки производится по следующее схеме.

       Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают  циркуляцию. Затем в трубы нагнетают  заготовленный раствор соляной  кислоты. Объем нефти, вытесненной  из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она, заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из

затрубного  пространства и остатки кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью. Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями. После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего вводят скважину в эксплуатацию.

       Для наиболее дальнего проникновения соляной  кислоты в глубь пласта, что  повышает эффективность обработок, применяют пенокислотные обработки.

       Сущность  этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены. Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

  1) замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;

  2) малая плотность кислотных пен (400—800 кг/м³) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктивных мощностях пласта и пониженных пластовых давлениях;

  3) улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющемся во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.

2.6. Расчетная часть

     Выбор скважины для проведения соляно-кислотной  обработки производится по значению проницаемости. Произведем соляно-кислотную обработку призабойной зоны скважины из сетки на пласт АС₁₀. Необходимо определить требуемое количество реагентов и составить план обработки призабойной зоны кислотой.

     Характеристики  скважины и пласта из таблицы 6.

     Таблица 6.

     Исходные  данные.

 

     Сначала необходимо обработать пласт 15 %-ным  раствором соляной кислоты из расчета 1 м³ раствора на 1 м толщины пласта. Плотность кислоты при 20° С ρ₂₀ = 1136,5 кг/м³. В связи с близостью подошвенной воды нижние 5 м (h') продуктивного пласта не обрабатываются. 

2.5.1. Расчет объемов  компонентов для  приготовления кислотного  раствора

     Необходимый объем раствора:

     При известной объемной доле кислоты  ее определяем по формуле

         (1)

где х_к, х_р - объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.

     При объемной доле товарной кислоты 27,5 % найдем ее объем

     

Если при перевозке  и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объем товарной кислоты  рассчитывается по формуле

         (2)

где ρ_к - плотность товарной кислоты при 15 °С.

     Т.к. плотность кислоты определена при  другой температуре, то для ее пересчета  воспользуемся следующей формулой:

    (3)

где , - плотности кислотного раствора при температурах t и 15 °С соответственно, кг/м³.

     Итак  определим плотность кислоты  при 15 °С:

     

     Объем товарной кислоты:

     

     В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:

     

где b_ук - норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты,

      b_ук = 3 %; c_ук - объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80 %.

     В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого

     

где b_к - выбранная объемная доля реагента в растворе, %;