Реагентная обработка в призабойной зоне пласта - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Реагентная обработка в призабойной зоне пласта

Механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта. Воздействие кислот на наиболее распространенные горные породы. Нагнетательные и эксплуатационные скважины. Технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. Механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта
Начальная или базовая проницаемость коллектора, характеризуемая структурой капиллярных каналов, может быть нарушена при проводке скважин в процессе бурения, крепления и освоения, а также при ремонте скважин, когда происходит загрязнение от проникновения соответствующих рабочих жидкостей, а также физико-химическое и механическое нарушения. Причем, ввод механических примесей в ПЗП в наибольшей степени относится к категории нагнетательных скважин, когда в пласт нагнетается пресная или сточная воды без достаточной степени очистки, представленная остаточной окисленной загущенной продуктами коррозии или мехпримесями нефтью. Воздействие на ПЗП с целью повысить продуктивность пласта предусматривает только восстановление или увеличение проницаемости коллектора. Применительно к скелету породы восстановление и увеличение проницаемости К проводят в большей степени путем кислотного воздействия. Механизм кислотного воздействия на ПЗП основан на вступлении в реакцию определенной части скелета с кислотой, в результате чего происходит растворение или разрушение породы.
Наибольшее распространение имеют воздействия на ПЗП соляной НСL и фтористоводородной HF кислотами. Кроме них применяются уксусная СН 3 СООН, серная H 2 S04, сульфаминовая NH 2 SO 3 H кислоты, а также смеси органических и неорганических кислот.
Многообразие всех пород, слагающих нефтеносные коллекторы, может быть охарактеризовано тремя наиболее представительными горными породами: известняком, доломитом и песчаниками. Наиболее распространенными сопутствующими породами являются мергели, глины, аргиллиты и алевролиты. Некоторые часто встречающиеся сочетания пород, слагающие продуктивные пласты, приведены в табл. 1. Поэтому метод и эффективность воздействия на горные породы определяются, в основном, типом и литологической характеристикой пород. Причем, надо иметь в виду, что каждая порода реагирует с кислотой избирательно.
Воздействие кислот на наиболее распространенные горные породы приведено в табл. 2. Соляная кислота хорошо реагирует с породами, имеющими в своем составе ионы Са, Mg, Na. При воздействии с известняком образует растворимые в воде соли, водную фазу и углекислый газ. Выделяющийся при этом CO 2 оказывает положительное влияние на ПЗП, особенно на режимах с температурой в пласте выше критической (более 31,2°С), при которой СО 2 находится в газовой фазе. В момент пуска скважины в работу и ее освоения СО 2 способствует растворению асфальто-смоло-нарафиновых отложений (АСПО) вблизи ПЗП и более интенсивному выносу продуктов реакции. Реакция соляной кислоты с глинами и глинистыми компонентами пород протекает с растворением окислов щелочных и щелочноземельных металлов, однако при этом происходит гелеобразование, которое усиливается с ростом содержания НСL в рабочем растворе и является процессом нежелательным.
Фтористоводородная кислота взаимодействует с окислами кремния и его соединениями, например, с кварцевым песком, алюмосиликатом (см. табл. 2). Реакция фтористоводородной кислоты с окислом кремния протекает медленно с образованием растворимого твердого осадка в воде. Быстротечная реакция проходит при взаимодействии HF с алюмосиликатами.
Уксусная кислота взаимодействует достаточно хорошо с известняком, доломитом, сидеритом с образованием растворимых в воде продуктов реакции. С глинистыми составляющими породы практически не вступает в реакцию, однако при взаимодействии высококонцентрированной (более 60%) уксусной кислоты с высокоминералированной водой хлоркальциевого типа происходит выпадение солей в осадок.
Таблица 1. Коллекторские свойства нефтегазоносных горизонтов Пермской области
Песчаники мелкозернистые, Кварцевые, слабосцементированныес прослоями алевролитов
Аргиллитово-песчаниковая пачка, с прослойками алевролитов
Известняки и доломиты, с прослоями мергелей
Мергели доломитовоизвестняковые и известняки
Известняки и мергели с про-слойками алевролита
Известняки в различной степени доломитизированные
Серная кислота. Концентрированная серная кислота достаточно эффективно вступает в реакцию с карбонатными составляющими горной породы, однако, при этом выпадают кристаллы солей в осадок, что приводит к закупорке пор и трещин. При взаимодействии с породой в среде с пластовыми флюидами выделяется значительное количество тепла, генерируются поверхностно-активные вещества от реакции H 2 S0 4 с большинством компонентов нефти. Эти свойства серной кислоты положительно сказываются в большей степени при использовании ее для целей повышения нефтеотдачи пластов.
Таблица 2. Типовые характеристики взаимодействия горных пород с кислотами
Наименование кислоты и ее химическая формула
Горная порода и компонент, реагирующий с кислотой
СаСО 3 + 2НСl = СаСl 2 + Н 2 O + СО 3
Продукт растворения - хлористый кальций, является водорастворимой солью
Хлористый магний - также водорастворимая соль
Медленно протекает реакция с образованием водорастворимых осадков
Быстротечная экзотермическая реакция с образованием водорастворимых продуктов
Продукты реакции хорошо растворимы в воде
СаМg(СО 3 ) 2 + 4СН 3 ООН = Са(СН 3 СОО) 2 + Мg(СН 3 СОО) 2 +
Продукты реакции хорошо растворимы в воде
СаСОз+Н 2 SO 4 = СаSO 4 +Н 2 O+СO 2
Осадок растворим в воде, возможно осадкообразование при повышенной концентрации кислоты
Осадки растворимы в воде. При высокой концентрации кислоты могут образовываться осадки
2. Изменение свойств ПЗП при закачке и добыче
Кроме перечисленных выше причин снижения проницаемости ПЗП могут быть выделены факторы, связанные с закачкой рабочего агента.
Закачка пресных вод - определяющими факторами являются наличие мехпримесей в воде, продукты коррозии и солевая совместимость. Первый из них может проявляться при недостаточно высокой степени очистки от мехпримесей на пункте водоподготовки. Данный случай снижения проницаемости ПЗП иллюстрирует рис. 1 зоной I, в которой глубина проникновения механических примесей незначительна. Основная доля мехпримесей накапливается в стволе и призабойной части скважины. Второй фактор (продукты коррозии) в условиях ПЗП (на расстоянии до 1,5 - 2 м от забоя) сказывается незначительно до того времени, пока они имеют рыхлую структуру. Третий фактор (солевая совместимость) связан с тем, что при закачке пресных вод в процессе контакта с пластовой водой, нефтью и породой могут происходить химические реакции с образованием новых солей с повышенным содержанием солеобразующих ионов Са +2 , SO 4 -2 , СО 3 -2 , выпадение которых в виде твердых кристаллов приводит к снижению проницаемости коллектора, в особенности в присутствии в закачиваемой воде растворов химреагентов.
Закачка сточных вод - присущи факторы снижения проницаемости ПЗП приведенные выше, но при этом добавляются и дополнительные факторы. Так, например, в сточной воде Миннибаевской УКПН содержание мехпримесей на входе в резервуар-отстойник распределялось следующим образом, %: FeS - 25; SiO 2 - 63; CaCO 3 - 8,5; другие компоненты - 3,5, - при плотности мехпримесей FeS - 5200; SiO 2 - 2650; СаСО 3 - 1500 кг/м 3 . Причем после подготовки содержание FeS в сточной воде иногда даже несколько увеличивается в сравнении с исходной.
Другой фактор связан с наличием в сточной воде остаточного количества нефтепродуктов, которые, распределяясь в сточной воде по объему и, претерпевая в процессе закачки различные термодинамические и гидродинамические состояния, значительно изменяют свои начальные физико-химические свойства. Как правило, это - высокомолекулярные соединения с повышенной плотностью. При добыче и предварительной подготовке тяжелых высоковязких нефтей в сточной воде остается нефть со значительным содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений, распределенных в мелкодисперсном состоянии в водной фазе. Исследования показали, что остаточная нефть в сточной воде распределена в виде глобул диаметром от 0,1 до 10 мкм.
Изменение и значительное различие размеров капиллярных каналов приводит к снижению проницаемости ПЗП за счет проникновения в более крупные каналы высоковязкой остаточной нефти, которая, постепенно накапливаясь в ПЗП (зона II), может снизить приемистость скважины в некоторых случаях до полного прекращения закачки. Надо иметь в виду, что по мере движения в системе транспортировки остаточная нефть коалесцирует и может накапливаться в стволе скважины и ПЗП в значительных объемах. Такой механизм снижения проницаемости ПЗП нагнетательных скважин может иметь место при реализации чередующейся закачки растворителей, воды, ШФЛУ, СО 2 и т.д.
При использовании оторочек сточной воды, растворителя и СО 2 происходит наиболее интенсивное изменение фильтрационной характеристики ПЗП. Это связано с высокой степенью растворимости нефти и переносом из ствола скважины в ПЗП и пласт в первую очередь ее легких компонентов. Они образуют зону III (см. рис. 1). Количество АСПО от зоны III к зоне I увеличивается, превращаясь в ПЗП почти в твердую фазу. Повышенной растворяющей способностью обладают сжиженные углеводороды - ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) и двуокись углерода. Как показали результаты опытно-промышленной закачки чередующихся оторочек двуокиси углерода и сточных вод на Радаевском месторождении, снижение приемистости нагнетательной скважины зависит не только от количества остаточных нефтепродуктов в воде, но и от соотношения времени закачки СО 2 и воды, температуры в начале процесса в стволе скважины, скорости закачки и давления.
Таблица 3. Содержание тяжелых компонентов (%) в шламе нагнетательной скв. 208 Радаевского месторождения
Причем состав и объемы отдельных компонентов осадка во времени изменяются достаточно сильно. Анализ состава нефтепродуктов и шлама нагнетательной скв. 208 Радаевского месторождения (табл. 3) показывает, что при начальном определении (данные УНИ) содержание асфальтенов не превышало 15%, а через 16 мес (данные ВНИИЦ НГТ) оно увеличилось до 18%.
Изменение проницаемости коллектора в ПЗП добывающей скважины во времени может происходить при различных термо- и гидродинамических условиях не однозначно. Основными определяющими параметрами являются давление, температура, скорость фильтрации, газовый фактор, содержание в нефти АСПО, конструкция ПЗП и ряд других факторов. Причем процессы изменения проницаемости для обсаженной и необсаженной ПЗП будут значительно отличаться друг от друга.
Обсаженная ПЗП - в начальный период характеристика ПЗП во многом будет определяться качеством вскрытия пласта, наличием бурового раствора в случае вскрытия пласта на глинистой или нефтяной основе с добавками утяжелителя и хим-реагентов, его фильтрата и мехпримесей. В процессе эксплуатации скважины, особенно в режиме Pзаб < Рнас (Рзаб - забойное давление, Рнас - давление насыщения, МПа), в ПЗП может происходить интенсивное отложение парафина, смол и асфальтенов. Чем больше отличается забойное давление от давления насыщения, тем больше зона возможных отложений АСПО (зоны I, II на рис. 2). Следует при этом иметь в виду, что содержание в ПЗП АСПО определяется начальной величиной АСПО в пластовой нефти. При незначительном их содержании выделение АСПО даже при режиме Pзаб < Рнас может и не происходить.
Другим фактором снижения проницаемости ПЗП могут быть механические примеси и выпадающие соли из растворов глушения скважин в процессе подземного и капитального ремонта.
Необсаженная ПЗП - отрицательное влияние бурого раствора, мехпримесей в процессе проводки скважины, подземного и капитального ремонта сказывается на проницаемости пласта незначительно.
2.3 Оценка состояния ПЗП и выбор метода воздействия
Причины снижения проницаемости ПЗП могут быть определены только после проведения соответствующих термо- и гидродинамических исследований. Методики проведения таких исследований широко освещены в печати. Данные этих исследований по мере их пополнения могут служить источником информации на весь период эксплуатации месторождения. Прежде всего исследованию подлежат пластовая нефть на состав и наличие АСПО, пластовая вода, газ; определяются давление, температура, газовый фактор, вязкости и температуры выпадения парафина, асфальтенов, смол, а также состав горных пород в ПЗП, радиус и степень снижения проницаемости пласта в эксплуатационной скважине и проводится их анализ.
Таким образом задача воздействия на ПЗП может свестись практически к трем перечисленным выше причинам: воздействию на горные породы; воздействию на флюиды в ПЗП; удалению продуктов коррозии.
Первая задача может решаться путем воздействия на ПЗП кислотами, а вторая - растворителями, третья - комбинированным воздействием первых двух. Могут быть при этом выбраны комбинированные методы воздействия и для решения первой задачи, например, «растворитель - соляная кислота», «растворитель - ПАВ - соляная кислота». В этом случае обработка ПЗП предварительно растворителем очищает и увеличивает контактную поверхность породы, занятой АСПО, для дальнейшего кислотного воздействия. В нагнетательных и добывающих скважинах при применении технологии повышения нефтеотдачи пластов закачкой сточных вод, СО 2 , ШФЛУ снижение характеристик ПЗП в большой степени связано с отложением асфальтосмолопарафиновых отложений. Эта же причина проявляется и при длительной закачке сточных вод, в которых остаточные химреагенты играют роль различных внешних источников воздействия на остаточную нефть и приводят к значительным изменениям физико-химических свойств не только нефти и воды, но и характеристики породы в ПЗП.
3. Технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта
Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощения воды нагнетательными скважинами применяют методы реагентной обработки призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости.
В большинстве случаев приходиться искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность.
По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические.
Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ. в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость.
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:
обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,
очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
инициирования других методов воздействия на призабойную
К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также другие органические и неорганические кислоты и их смеси: уксусную СН 3 СООН, сульфаминовую NH 2 SO 3 H, серную Н 2 SO 4 , глинокислоту (HCI+HF) и т.п.
Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа и другие), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой. Вместе с тем соляная кислота без добавок используется сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов специальными присадками.
Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют с учетом растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрализации кислоты в составе, коррозионной активности; эмульгирующего свойства, способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой и величины пластового давления.
С увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способность ее повышается, в то же время скорость растворения при концентрациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации кислоты и коррозионная активность, и эмульгирующее свойство, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пластовой водой. Оптимальная вцентрация соляной кислоты принимается равной 10-16%.
Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:
СаСОз + 2НС1 == СаСl 2 +H 2 O + CO 2
СaCO 3 +2СH 3 CООН=Са(СНзСОО) 2 +Н 2 О+СО 2 с известняками
СaCO 3 +2NH 2 SО 3 Н=Са (NН 2 SО 3 ) 2 +Н 2 О+СО 2
CaMg (CO 3 ) 2 + 4НС1=CaCI 2 +MgCI 2 + 2H 2 O + 2CO 2 с доломитами
CaMg (СO 3 ) 2 + 4СНзСООН =Mg (СНзСОО) 2 + Са(СНзСОО) 2 + 2H 2 O + 2CO 2
CaMg (СO 3 ) 2 + 4NН 2 SО 3 Н =Ca (NН 2 SО 3 ) 2 + Mg(NН 2 SО 3 ) 2 + 2H 2 O + 2CO 2
Химический состав породы определяющие влияет на выбор реагента и его компонентов.
Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами. При обработках сульфатсодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение в осадок гипса или безводного сернокислого кальция. Их массовое содержание в растворе составляют (в%) соответственно:
В указанных целях желательно использовать пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью не менее 1,18 г/см 3 , разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.
Ангидриды предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами с массовым содержанием 6-10% азотнокислого калия.
При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доля которых соответственно составляет 3-5% и 2-3%.
На терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот.
Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:
H 4 Al 2 Si 2 O 3 + 14HF = 2AlF 3 + 2SiF 4 + 9H 2 O.
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 м 3 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 зоны 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 скважин 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.
Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве замедлителя используют хлористый кальций, с вводом которого в раствор замедляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция возрастают вязкость и плотность раствора, в результате также снижается скорость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом кальции или пластовой воде хлоркальциевого типа плотностью 1,18 г./см 3 и выше. Суммарный эффект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза.
Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор сильной кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет их диссоциацию, на чем основано замедленное вступление в реакцию молекул слабой кислоты, так как ее молекулы, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практически до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок к сильным кислотам используют органические кислоты - уксусную и лимонную. Скорость нейтрализации составов замедляется в 4,5 раза при добавке 3-5% уксусной кислоты или 2-3% лимонной.
Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты, так как имеют малую степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных работ для повышения производительности скважин и их освоения находит применение оксидант - продукт жидкофазного окисления углеводородов, содержащий в своем составе уксусную и другие органические кислоты, растворители и воду.
При температурах 115-165 °С для увеличения глубины охвата по простиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентрированную соляную кислоту (25-35% НС1), ингибированную реагентом В-2. Снижение скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной кислоты объясняется уменьшением диссоциации при содержании хлористого водорода более 22%.
Тип коллектора и гидродинамические характеристики скважины в призабойной и удаленной зонах определяют требования к реологическим характеристикам и проникающей способности рабочих жидкостей. В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы - кислотные эмульсии и пены, а также загущенные кислотные составы. Применение этих реагентов повышает охват пласта по простиранию и по толщине, так как при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления, а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.
Замедление взаимодействия кислоты с карбонатной породой в пенах обусловлено прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе, вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество (ПАВ), вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков, создавая условия для их прилипания к породе. В нейтрализованном растворе оно снижает межфазное натяжение и тем самым улучшает вынос отработанного раствора продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что благоприятно для их применения с целью повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем применение кислотных пен пока что ограничивается температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и содержанием в воде хлоридов. При содержании в воде хлоридов 5% и более и температурах 60-85 °С устойчивость пен мала. В условиях фильтрации через пористые среды при наличии слоя нефти над пеной она разрушается. В силу указанных свойств пен их желательно применять в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах при невысоких пластовых давлениях и в водонагнетательных скважинах.
Кислота, загущенная 0,3-0,5% карбоксилметилцеллюлозой (КМЦ), имеет вязкость до 20 мПа . с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ, адсорбируясь на породе, уменьшает площадь контакта кислоты с породой, а также снижает скорость ее нейтрализации. Совокупное действие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а создаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют увеличению охвата пласта по толщине. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600 подвергаются деструкции при температуре 60 °С.
В пористых коллекторах низкой проницаемости и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью лучше использовать кислотные составы повышенной проникающей способности, к которым относят газированные кислоты и кислоту улучшенной фильтруемости. Газированные кислоты по содержанию в них газовой фазы подразделяются на газированные жидкости и аэрозоли, при этом в аэрозолях преобладает газовая фаза, а в газированной кислоте - жидкая. По мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностнoe натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны попасть из за противодействия капиллярных сил. Газовой фазой в газированных кислотах служат воздух, азот и углекислый газ. Применение азота снижает коррозионную активность и взрывобезопасность, а углекислого газа повышает растворяющую способность системы.
Кислоты, используемые для освоения скважин и повышения их производительности, представляют по отношению к металлу коррозионно-активные среды. При 20 °С и концентрации кислот 10% скорость коррозии стали марки Ст. 3 в них составляет (г/(м 2 -ч)):
С увеличением концентрации кислоты и температуры коррозионная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла наземного и подземного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соляной и глинокислоты ингибиторами служат формалин, катапин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. К реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии, предъявляют следующие требования:
эффективность ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;
растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей; допускается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся на его фильтрации;
после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не должен выпадать в осадок (высаливаться);
ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами реакции.
Кислотное воздействие разделяют на следующие виды: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное и термокислотное воздействия.
Кислотные ванны целесообразны при первичном освоении скважин в период ввода их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки.
Под внутрипластовой кислотной обработкой понимается воздействие кислотным раствором с закачкой его в призабойную зону.
Потребный объем кислотного состава (в м 3 ) для внутрипластовой обработки
где h - толщина обрабатываемого интервала, м; т - пористость (эффективная) пород, доли ед.; - радиус (глубина) обработки, м; - радиус скважины, м.
Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по простиранию пласта, то применяют поэтапную внутрипластовую обработку. Сущность этой обработки заключается в поочередной закачке кислотных составов и спе
Реагентная обработка в призабойной зоне пласта курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Мольер 17 век. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная работа по теме Формування і реалізація державної політики зайнятості в сучасних умовах на прикладі Харківського регіону
Рыночная Экономическая Система Реферат
Дипломная работа по теме Освещение проблемы терроризма на российском и зарубежном уровне в современных зарубежных печатных изданиях, представленных в ИноСМИ.ру
Дипломная работа по теме Налоговая нагрузка предприятий и способы ее оптимизации
Реферат по теме Cудебная жалоба
Контрольная работа по теме Особенности квалификации преступлений
Контрольная Работа По Галогенам 9
Дипломная работа по теме Особенности эмоциональной сферы женщин зрелого возраста с нарушением опорно-двигательного аппарата
Сочинение Уроки Стародума Недоросль 8 Класс
Курсовая работа по теме Вплив іонів міді, кадмію та заліза на активність та ізоферментний спектр гваякол пероксидази тютюну
4 Егэ Портал Итоговое Сочинение
Реферат: Понятие и значение института соучастия в преступлении
Конфликт И Миротворчество Эссе
Сочинение На Тему Утро В Сосновом Лесу
Кант Сочинения Том 4
Курсовая Исследование Памяти И Внимания
Реферат На Тему Природные Ресурсы И Их Рациональное Использование
Творчество Винсента Ван Гога Реферат
Курсовая работа по теме Планировка холодного цеха в ресторане 'Боярский'
Гризуни - Биология и естествознание реферат
Вирусы и природа их происхождения - Биология и естествознание творческая работа
Проблема сущности жизни и ее происхождения на земле - Биология и естествознание курсовая работа