На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Кислотные обработки

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 02.07.2012. Сдан: 2011. Страниц: 6. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание  

Введение …………………………………………………………………………….3
1. Кислотные  обработки скважин…………………………………………………..5
2. Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки………..10
3. Технология  проведения кислотной обработки………………………………..10
4. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин……………………..19
Список использованной литературы ……………………………………………..21 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение 
     Кислотная обработка скважин - химический способ интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефтяных скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами. Кислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой кислот или их смесей.
     Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной кислоты c добавками 3-5% уксусной кислоты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой кислоты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором c добавкой 2-3% фтористоводородной кислоты.
     Ha время взаимодействия кислотного раствора c породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых - 24 ч.
       Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного  пласта 0,5-2,5 м3 и зависит от  радиуса обработки приствольной  зоны скважины и проницаемости  пласта, в слабопроницаемых пластах  - 0,5-1,0 м3, в сильнопроницаемых пластах  - 1,0-2,5 м3.
     Если  осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органического вещества, то после промывки её соляной кислотой фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органическими растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.        
     Пo окончании времени реагирования кислотного раствора c породами водоносного  или нефтеносного пласта скважина прокачивается  эрлифтом или глубинным насосом c утилизацией жидкости на поверхности. B процессе дренирования скважины отбирают контрольные пробы жидкости и проверяют их на остаточную кислотность. После достижения значения pH, равного пластовой жидкости, прекращают прокачку и скважину вводят в эксплуатацию. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Кислотные обработки скважин 

     Наиболее  эффективным и часто применяемым  методом обработки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (НС1) и фтористоводородной (НР) кислоты.
     Соляно-кислотная  обработка скважин основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы-известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом происходят следующие реакции. При воздействии на известняк:
     2НС1+СаС03=СаС12+С02.
     При воздействии на доломит:
     4НС1+СаМ§(С03)2=СаС12+М§С12+ Н20 +2С02.
     Продукты  реакции соляной кислоты с  карбонатами - хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (М§С12) - из-за их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореатировавшей кислоты. После кислотной обработки и завершения реакции они удаляются из призабойной зоны пласта при освоении скважины. Под действием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. В результате значительно увеличиваются область дренирования скважин и дебиты нефтяных или приемистость нагнетательных скважин. Соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт.
     Следует учитывать, что при температуре выше 20° С основная масса известняка растворяется в течение 20-30 минут. С учетом этого, при кислотной обработке скважин с высокой забойной температурой для обеспечения ввода кислотного раствора глубоко в пласт следует повышать скорость закачки кислоты или предварительно охлаждать призабойную зону пласта, применять различные замедлители реакции кислоты с породами пласта и т.д.
     Скорость  растворения пород в кислоте  значительно замедляется с повышением давления. Лабораторными и промысловыми испытаниями установлено, что в зависимости от карбонатно-сти пород, их проницаемости и температуры на 1 м толщины пласта в среднем расходуется от 0,4 до 1,6 м3 кислотного раствора. С целью восстановления приемистости нагнетательных скважин следует иметь в виду, что кислотный раствор реагирует с гидроокисью железа:
     Ре(ОН)3+ЗНС1=РеС13+ЗН20.
     Растворимая соль хлорида железа может быть поднята  на поверхность при самоизливе или закачена вглубь пласта при пуске скважины под нагнетание. В тех случаях, когда призабойная зона пласта нагнетательных скважин закупорена одновременно смесью коррозионных отложений, ила и высокомолекулярных компонентов нефти, в результате кислотной обработки удается растворить продукты железа, диспергировать взвеси ила и нефтепродуктов и вынести их на поверхность изливом скважины. Рекомендуется для обработки нагнетательных скважин использовать большие объемы кислотных растворов. Необходимо учитывать, что в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовывать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки, выпадение которых в порах пласта снижает проницаемость призабойной зоны скважины. Среди таких примесей можно отметить следующие:
    хлористое железо (РеС12), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Ре(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка;
    серная кислота Н2504 в растворе; при взаимодействии ее с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (Са504*2Н20), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов;
    некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок;
    фтористый водород и фосфорная кислота, которые присутствуют в соляной кислоте (при некоторых технологических схемах ее производства) и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (СаР2) и фосфорно-кислого кальция [Са3(Р04)2].
     Раствор соляной кислоты для обработки  призабойных зон скважин готовится с содержанием чистой соляной кислоты (НС1) в пределах 15%. При большем ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор и трещин пласта. Температура замерзания 15% раствора НС1 равна -32,8° С. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты приготавливаются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально.
     Заводами  вырабатывается несколько сортов технической  соляной кислоты, которые различаются  между собой концентрацией НС1 и содержанием в ней вредных примесей: железа, серной кислоты и др. С учетом этого лучшим сортом является синтетическая соляная кислота с содержанием НС1 - не менее 31%, железа - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. Растворы соляной кислоты, применяемые на промыслах при обработке скважин, обладают высокими коррозионными свойствами. Чем выше концентрация НС1 в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Для борьбы с коррозией и предупреждения закупоривания пор и трещин железом и сульфатами в растворы соляной кислоты добавляют химические реагенты, называемые ингибиторами коррозии и стабилизаторами.
     Ингибиторы  добавляют в количестве до 0,1% в зависимости от типа ингибитора и его концентрации. В качестве ингибиторов применяют:
    формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7-8 раз;
    уникол ПБ-5 (0,25-0,5%), снижающий коррозионную активность в 30-40 раз. Учитывая, что уникол не растворяется в воде, из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, его концентрацию уменьшают до 0,1%, что снижает коррозионную активность только в 15 раз.
     Ингибитор катапин А при дозировке 0,1% от объема кислотного раствора снижает коррозионную активность раствора в 55-65 раз, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. Защитные свойства катапина А значительно ухудшаются при высоких температурах. Например, при температуре 80-100° С его дозировка увеличивается до 0,2% с добавкой 0,2% уротропина. Катапин А является хорошим катионактивным ПАВ. Кроме перечисленных, имеются и другие реагенты для снижения коррозионной активности раствора НС1.
     Стабилизаторы - это вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, песчаниками, цементом, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария: Н2 304+ВаС12=Ва304+2НС1.
     В этом случае раствор соляной кислоты  перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаСЬ). Образующийся сернокислый барий Ва8С>4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота при взаимодействии с глинами образует соли алюминия, а с песчаниками и цементом - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для недопущения этого применяют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (НР) кислоты, а также другие (лимонная, винная и другие) кислоты. Добавка плавиковой кислоты (НР) в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры и трещины коллектора, а также способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа, алюминия и в значительной степени замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что способствует закачке концентрированного раствора соляной кислоты в более удаленные от забоя участки пласта.
     В промысловой практике используются так называемые ин-тенсификаторы. Интенсификаторы - это поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 4-5 раз поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта. Добавка ПАВ повышает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, мервелан К(О), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44-11, 44-22 и ряд других. Дозировка ПАВ составляет 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для оставшейся части раствора. Растворы соляной кислоты обычно готовят на промысловых кислотных базах и реже непосредственно на скважине. Для приготовления рабочего раствора вначале в расчетное количество воды вводят ингибитор и стабилизатор, а затем соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, контролируя анализами проб. После этого добавляют интенсифи-катор, снова перемешивают и дают раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.
     Приготавливают  растворы НС1 со строгим соблюдением  правил техники безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток, очков и другое. Особые требования предъявляются при обращении с фтористоводородной (плавиковой) кислотой (НР), пары которой ядовиты. Соляную кислоту перевозят в гуммированных (с резиновым внутренним покрытием) железнодорожных цистернах и автоцистернах. Иногда цистерны для защиты от коррозии внутри покрывают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93) или другим химически стойким материалом. Плавиковую кислоту перевозят в эбонитовых 20-ти литровых сосудах. 

2. Оборудование, применяемое  при проведении  кислотной обработки 

     Для проведения кислотной обработки  применяют специальный агрегат «Азинмаш-30», смонтированный на шасси вездеходного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями по 5,3 м3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емкостью 6 м3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух отсеков. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлениях закачки 5,0-7,6 МПа. На промыслах иногда применяют цементировочные агрегаты ЦА-320 и 2АН-500. Если поршневая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном исполнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой.
     Приготовление и перевозку кислотных растворов  осуществляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м3 или ЦР-20 вместимостью 17,0 м ив мерниках, гуммированных или покрытых специальными лаками или эмалями. В промысловых условиях в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки, кислотные обработки в динамическом режиме и так далее. 

3. Технология проведения  кислотной обработки 

     Перед началом проведения кислотной обработки  в скважину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторократное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На рис. 1 показана схема обвязки устья и оборудования скважины для проведения кислотной обработки. 

       
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 1. Схема  размещения оборудования при кислотной  обработке скважины 

     В схеме показан обратный клапан 10, который предназначен для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками в системе, отказом насосных агрегатов и  т.д.
     После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка 11) и устьевой задвижки 10 через устьевую арматуру 1 через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами 6 из емкости 8. Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства 11 и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта 5. Затем насосные агрегаты 6 останавливают и насосным агрегатом 7 залавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости 9.
     Объем продавочного раствора берут из расчета  емкости НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны скважины плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь пласта.
     После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют  обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и так далее). Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не превышает 40° С, а на скважинах высокотемпературных (100° С и выше) - через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помощью компрессора. Компрессор в этих случаях заранее транспортируют на скважину, и после демонтажа обвязки устья и насосных агрегатов сразу обвязывают компрессор (УКП-80 или КС-100). Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубное пространство. Скважины могут осваиваться и другими способами (свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно выбросить на поверхность самоизливом скважины или с применением метода аэрации. В нагнетательных скважинах промывку, опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществляют той же водой, которую нагнетают в скважину.
     При обработке скважин соляной кислотой кислота проникает, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высоковязкие эмульсии, раствор полиакриламида и т.д. После этого делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступает в менее проницаемые участки.
     На  скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или делают так называемую термокислотную обработку.
     Термокислотная  обработка заключается в том, что на забой скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм, длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при обычной обработке. Можно применять и другие металлы. Например, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким калием - 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяется 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции соляной кислоты, предназначенной для термохимической обработки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключительной стадии отработки. После завершения реакции скважину осваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуатацию. Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (400-800 кг/м2) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.
     При пенокислотной обработке 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 газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (компрессором при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэрации при объеме воздуха в м3 на 1 м3 кислотного раствора обычно принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А, дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к раствору соляной кислоты составляют от ОД до 0,5% от объема раствора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, сложенных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-кислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фтористого кальция СаР2, который способен закальматировать по-ровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой приводит к растворению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязевой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктивном пласте делают соляно-кислотную ванну. Если предполагают, что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной коркой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствор плавиковой кислоты. После этого в пласт закачивают 10-15% раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления продуктов реакции из пласта.
     После этих операций в пласт закачивают грязевую кислоту -смесь 3-5% плавиковой кислоты с 10-12% соляной кислотой. Грязевую кислоту в пласте скважины оставляют на 10-12 часов и после этого освобождают скважину от продуктов реакции. Промысловые исследования по расходометрии-дебитометрии в скважинах выявили коэффициент охвата пласта обработкой от числа проведенных соляно-кислотных обработок (СКО), который уменьшается с увеличением их кратности. Даже самая эффективная технология кислотной обработки не гарантирует успеха без хорошей очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции. Вызов притока из пласта должен проводиться сразу же после кислотной обработки, а не через несколько суток, что часто бывает в промысловой практике по техническим или организационным причинам (человеческий фактор). С увеличением времени нахождения кислоты в пласте не только возрастает количество нерастворимых компонентов, но и происходит их закрепление в поровых каналах. К сопутствующим процессам, приводящим к образованию нерастворимых осадков, можно отнести гидроли-зацию  трехвалентного  железа  и  алюминия,   присутствующих в растворе в результате растворения продуктов коррозии металла обсадных колонн и НКТ, взаимодействия кислотного раствора с цементным камнем и др.
     При понижении концентрации кислоты  это вызывает образование гидратов окислов, нерастворимых в указанных средах. Кроме того, в состав соляной кислоты, применяемой для кислотных обработок, в виде примеси входит определенное количество серной кислоты, при реакции которой с карбонатными породами образуются соли серной кислоты, выпадающие в осадок. Кроме этого, сами породы пласта могут содержать сульфидные соединения, взаимодействующие с кислотой и приводящие к тем же результатам. Предотвратить формирование экранирующего слоя с одновременным улучшением условий реакции кислоты с породой и очистки призабойной зоны, а также повышением охвата пласта обработкой, можно путем осуществления кислотной обработки в динамическом режиме, разработанном Б.М. Сучковым, В.И. Кудиновым и И.Н. Головиным. Сущность технологии заключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого изменения давления на забое скважины и общей тенденцией к снижению давления во времени, что обеспечивает движение раствора и продуктов реакции по направлению к забою уже в процессе кислотной обработки. Это предотвращает закрепление нерастворимых продуктов реакции в пласте и способствует более полной очистке пласта от продуктов реакции.
     С целью снижения доступа кислотного раствора в высокопроницаемые пропластки, каналы растворения и трещины, а главное - для повышения охвата пласта обработкой, перед кислотным раствором закачивается порция эмульгатора типа ЭС-2, нефтехим-1. Если рабочий кислотный раствор является углеводородным растворителем или в него входят углеводородные компоненты, эмульгатор добавляют в первую порцию кислотного раствора. Предварительная закачка эмульгатора или ввод его в первую порцию кислотного раствора в условиях пласта и его возвратно-поступательного перемещения образует на фронте продвижения рабочего раствора эмульсию повышенной вязкости, которая увеличивает гидравлическое сопротивление высокопроницаемых участков пласта, то есть создает условия направленной обработки менее проницаемых пропластков. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления. Лучших результатов достигают при изменении давления в циклах в интервале 10-25%. При меньшем изменении давления экранирующий слой на поверхности породы не разрушается, так как импульс движения жидкости в пласт очень слабый. Изменение давления в циклах более чем на 25% также неэффективно из-за сокращения их числа.
     Снижение  забойного давления в циклах и, соответственно, вызов притока жидкости из пласта можно осуществлять компрессором, струйным насосом или высокопроизводительным ЭЦН. Наиболее предпочтительно для этой цели применять струйный насос (Р.С. Яремейчук, Г.А. Лесовой). При осуществлении процесса с помощью струйного насоса можно создать практически любые депрессии на пласт. Технологическая схема проведения кислотной обработки в динамическом режиме с применением струйного насоса показана на рис. 123.
     В скважину на НКТ 1 опускают струйный насос 2 и пакер 3 с хвостовиком 4, длина которого соответствует объему 1-1,5 м3. Конец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пласта. Насосно-компрессорные трубы заполняют ингибированным раствором соляной кислоты (рис. 123 а), при этом скважинная жидкость вытесняется в затрубное пространство.
      После этого с помощью пакера разобщают межтрубное пространство и цементировочным агрегатом ЦА-320 или АН-700 закачивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на повышенной скорости. Раствор кислоты из НКТ вытесняется пресной или минерализованной водой (рис. 123 б). Затем в скважину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаровой клапан 5. В конструкции струйного насоса используется шарик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается в НКТ после спуска насоса. Шаровой клапан садится в клапанное седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементировочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струйным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость. 
 
 
 
 
 
 
 

     Рис. 2. Схема технологических операций кислотной обработки ПЗП в динамическом режиме с использованием струйного насоса: а - расположение подземного оборудования в скважине, заполнение НКТ кислотным раствором; б - запакеровка межтрубного пространства, закачка кислотного раствора в пласт; в - спуск в НКТ шарового клапана, прокачка жидкости через струйный насос (создание депрессии); г - при-подъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 - НКТ; 2 - струйный насос; 3 - пакер; 4 - хвостовик; 5 - шаровой клапан; 6 - про-давочная жидкость; 7 - раствор кислоты
     При этом в призабойной зоне создается  депрессия на пласт. Раствор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик (рис. 2 в). После этого приподнимают шаровой клапан и через определенное время (5-10 минут) расчетный объем раствора кислоты из хвостовика закачивают в пласт (рис. 2 г). Затрубное пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По вышеизложенной технологии проводят несколько циклов. В каждом последующем цикле увеличивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем возвращаемой в пласт жидкости уменьшается. Процесс продолжается до полного освоения скважины. Кислотную обработку пласта в динамическом режиме можно проводить с помощью передвижного компрессора (УКП-80 или КС-100) и специального клапана. Схема кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора.
     Кислотная обработка пласта проводится практически  в той же последовательности, что  и при использовании струйного насоса.
     Способ  кислотной обработки в динамическом режиме широко применяется на сложнопостроенных месторождениях с карбонатными коллекторами Удмуртии, где проведено 1213 обработок с высокими технологическими и экономическими показателями. Продолжительность эффекта от обработки до 1100 суток. Добыто дополнительно 405522 тонны нефти. 

4. Периодическая эксплуатация  малодебитных скважин 

     К малодебитным условно относят скважины, производительность которых менее 5—6 м3/сут. Таких скважин на промыслах много, и поэтому при правильной их эксплуатации можно получить значительное
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.