Соляно кислотные обработки ПЗП. Условия применения. Технология процесса. Проектирование СКО. Технические средства. Пути повышения эффективности СКО.

Механизм воздействия на призабойную зону соляной кислотой основан на ее способности вступать в химическую реакцию растворения карбонатных пород-известняков. При этом химическое взаимодействие протекает согласно следующим уравнениям:

для известняков: СаСОз + 2НС1 = СаС1₃ + Н₂О + СО₂;
для доломита: СаМg (СО₃)₂ + 4НС1 = СаС1₃ + МgС1₂ + 2Н₂О + 2СО₂.

Полученные в результате реакции хлористые кальций (СаС1₂) и магний (МgС1₂) хорошо растворяются в воде и легко удаляются из призабойной зоны вместе с продукцией скважины. Таким образом, механизм процесса заключается в том, что соляная кислота способствует образованию новых пустот и каналов за счет выноса на поверхность растворенной части пород. Естественно, это приводит к интенсификации фильтрации нефти и, как следствие, к увеличению дебита скважины. В настоящее время область применения соляной кислоты для обработок значительно расширилась. Ее используют, например:

а) для обработки призабойных зон на месторождениях с карбонатными коллекторами, а также там, где пласты представлены песчаниками с высокой степенью карбонизации (свыше 2%) с целью увеличения их дебита;

б) для обработки призабойной зоны в нагнетательных скважинах с целью увеличения их приемистости;

в) для обработки призабойной зоны с целью растворения отложений Солей;

г) для обработки термокислотным методом с целью удаления парафино-смолистых отложений.

Кроме этого, обработка соляной кислотой производится в скважинах с открытым стволом для удаления глинистой и цементной корок, для ликвидации прихвата инструмента, а также разрушения забойных пробок.

В настоящее время в нефтепромысловой практике используются следующие виды солянокислотных обработок.

1. Кислотные ванны. 2. Обычные кислотные обработки внутрипластовые, мало- и многообъемные. 3. Кислотные обработки под давлением. 4. Термохимические обработки.
5. Термогазохимические обработки. 6. Обработка жидкими взрывчатыми веществами.

7. Пепокислотные обработки. 8. Кислотные импульсные обработки. 9. Кислотоструйные обработки.

10. Гидропсскоструйные совместно с промывкой кислотой. 11. Углскислотные обработки.

12. Обработка нефтекислотными эмульсиями

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10-16 %. С увеличением концентрации растворяющая способность и скорость растворения возрастают, хотя при концентрации более 22 % скорость растворения уменьшается. С увеличением концентрации кислоты возрастают также коррозионная активность, эмульгирующая способность и вероятность выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой. При обработке малопроницаемых пород пользуются более концентрированным раствором, чем при обработке хорошо проницаемых. Для первичных обработок пористых малопроницаемых пород расход раствора составляет 0,4-0,6 м³ на 1 м толщины пласта, высокопроницаемых - 0,6-1,0 м³/м. Для вторичных обработок - соответственно 0,6-1,0 и 1-1,5 м³/м. При воздействии на трещиноватые породы для первичной обработки необходимо 0,6-0,8 м³/м, для вторичной-1-1,5 м³/м.

Терригенные коллекторы, цементирующим веществом в которых являются силикаты (аморфная кремниевая кислота, глины, аргиллиты), обрабатываются смесью соляной и плавиковой кислот. При растворении силикатов плавиковой кислотой образуется фтористый кремний, который в присутствии воды переходит в гидрат окиси кремния, последний при снижении кислотности раствора может превратиться из золя в студнеобразный гель, закупоривающий поры. Чтобы этого не произошло, вместе с плавиковой применяется соляная кислота, практически не реагирующая с соединениями кремния. Оптимальным считается кислотный раствор с содержанием НС1 8-10 % и НР 3-5 %, при объеме закачки глинокислоты для первичной обработки 0,3-0,4 м³ на 1 м обрабатываемой толщины пласта. Глинокислота применяется и при кислотных ваннах для разрушения глинистых и цементных корок.

Для обработки железосодержащих карбонатных коллекторов в раствор соляной кислоты добавляется 3-5 % уксусной или 2-3 % лимонной кислоты. Эти же кислоты используют для стабилизации железа в технической соляной кислоте.

Для обработки сульфат- и железосодержащих карбонатных коллекторов можно также использовать растворы уксусной (10 %) или сульфа-миновой (10-15 %) кислоты.

При обработке трещиноватых и трещиновато-пористых пород для увеличения охвата по толщине применяют вязкие и вязкоупругие системы: растворы, загущенные карбоксилметилцеллюлозой или сульфитспиртовой бардой, кислотные эмульсии и пены. При обработке пористых коллекторов с низкой проницаемостью используют газированные кислотные растворы и кислотные композиции с добавками катионактивных ПАВ (катапин, ка-тамин, марвелан) при дозировке 0,2-0,3%. Помимо улучшения фильтруемости раствора, катионактивные ПАВ гидрофобизуют породу и уменьшают межфазное натяжение на границе нефть - отработанный раствор.

Уменьшение скорости реакции кислоты с породой, а следовательно расширение зоны обработки, достигается добавлением в раствор замедлителей реакции, в качестве которых используют хлористый кальций, уксусную и лимонную кислоты. Кроме них проводят обработку эмульсиями типа кислота в углеводородной жидкости. Для обработки применяют высококонцентрированный раствор кислоты.

Для уменьшения коррозионной активности кислотных растворов применяются ингибиторы: катапин, марвелан (0,1%), И-1-А (0,1-0,2%), В-2 (0,2-0,3%) уротропин (0,2-0,4%), формалин (0,6%), уникол. Темп закачки раствора определяется из условия охвата обработкой сданного радиуса глубины обработки. Раствор при достижении этого эадиуса должен быть еще активным. Темп закачки раствора g задается большим или равным минимальному темпу закачки g_тiп (в м³/с), определяемому по формуле:

g_тiп = V_p/t_н ; где t_н - время нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, сек.

Для транспортировки и нагнетания в пласт жидкостей при кислотной обработке призабойны.х зон скважин предназначены насосные установки УНЦ1-160Х500К (АзИНМАШ-ЗОЛ) и АКПП-500, оснащенные трехплун-жерным насосом 5НК-500 с приводом от тягового двигателя автомобиля.

Установка УНЦ1-160Х500К имеет цистерну объемом 6 м³ с гуммированными внутренними стенками, разделенную на два равных отсека. Вместимость цистерны на агрегате АКПП-500 3 м³. Помимо этого агрегат АКПП-500 комплектуется кислотовозом КП-6,5 с цистерной объемом 6,5 м³. Для перевозки кислоты предназначены также двухсекционные цистерны на автоприцепе ЦЛК-6 объемом б м³. Для обвязки насосных установок между собой и с устьем скважины используются блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С, а также арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ. Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и спрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят.

Сначала скважину заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от .башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки

заготовленного 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.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Геофизические работы в нефтяных скважинах . Геофизические исследования скважин. Оценка коллекторских свойств продуктивного пласта. Исследования при проведении ГТМ. Применяемая геофизическая аппаратура.

Геофизические исследования скважин.

Электрический каротаж состоит в основном из двух модификаций: метода сопротивлений и метода самопроизвольно возникающего электрического поля (естественных, собственных потенциалов). Основными видами каротажа являются каротаж нефокусированными (обычными ) зондами, в том числе боковое каротажное зондирование (БКЗ) , боковой и индукционный каротаж , микрокаротаж. Сущность электрического каротажа заключается в проведении измерений, показывающих изменения вдоль кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и естественных потенциалов (ПС) для изучения геологического разреза скважины. Результаты измерений изображаются в виде кривых изменения параметров КС и ПС вдоль ствола скважины.

Под каротажом сопротивления нефокусированными зондами понимают электрический каротаж, основанный на изменении кажущегося удельного сопротивления горных пород трехэлектродными нефокусированными зондами.

Под микрокаротажом (МК) понимают каротаж сопротивления обычными градиент- и потенциал-зондами малых размеров , расположенных на прижимном изоляционном башмаке. При работе башмак с электродами прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигются частичное экранирование зонда от промывочной жидкости и уменьшение влияния ее на результат измерения.

Под боковым каротажом понимают каротаж сопротивления зондами с экранированными электродами и фокусировкой тока. Он является разновидностью каротажа по методу сопротивления с использованием зондов, в которых электрическое поле является управляемым. Различают боковой каротаж, выполняемый многоэлектродными (семь, девять электродов) и трехэлектродными зондами.

Под боковым микрокаротажем понимают микрокаротаж зондами с фокусировкой тока. На практике применяют четырех электродный, двухэлектродный и трехэлектродный боковые микрозонды. Наиболее распространенный четырехэлектродный микрозонд.

Индукционный каротаж является электромагнитным методом, основанным на измерении кажущейся удельной электрической проводимости горных пород. Индукционный каротаж выгодно отличается от каротажа обычными зондами и бокового тем , что применим не только в скважинах, заполненных промывочной жидкостью (проводящей ток), но и в скважинах с непроводяшей жидкостью (нефтью или промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе) , воздухом или газам.

Диэлектрический каротаж - электромагнитный каротаж, основанный на измерении кажущейся диэлектрической проницаемости горных пород , которая численно равна диэлектрической проницаемости такой однородной непроводящей среды, показания в которой равны показаниям в данной неоднородной среде с конечным сопротивлением.

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации основан на измерении в скважине потенциалов самопроизвольной поляризации. В скважине, заполненной глинистым раствором или водой , и вокруг нее самопроизвольно возникают электрические поля, названные самопроизвольной или собственной поляризацией.

Радиоактивный каротаж.

Геофизические методы изучения геологического разреза скважин, основанные на измерении характеристик полей ионизирующих излучений (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов элементов, называют радиоактивным каротажом. Наиболее широкое распространение получили следующие виды радиоактивного каротажа: гамма - каротаж, предназначенный для изучения естественного гамма-излучения горных пород; гамма-гамма-каротаж и нейтронный каротаж, основанные на эффекте взаимодействия с горной породой источников гамма - излучения и нейтронов.

Акустический каротаж.

Акустический каротаж основан на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона в горных породах. При акустическом каротаже в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в ней и в окружающих породах и воспринимаются приемниками, расположенными в той же скважине. По типу регистрируемых акустических параметров различают акустический каротаж по скорости и затуханию.

Магнитный каротаж

Геофизические исследования, основанные на изучении магнитных свойств пород, слагающих разрезы скважин .Существуют две модификации : каротаж по естественному магнитному полю и магнитной восприимчивости.

Ядерно-магнитный каротаж основан на том , что ядра ряда элементов (водорода, фтора, алюминия, углерода - 13 и др.) обладают собственным механическим моментом (спином) и магнитным моментом , оси которых совпадают.

Применяемая геофизическая аппаратура

При электрическом и индукционном каротаже применяют различные виды зондов.

При радиоактивном каротаже применяют газоразрядный самогасящий счетчик (счетчик Гейгера - Мюллера), сцинтилляционный (люминисцентный ) счетчик, пропорциональные счетчики.

При акустическом каротаже аппаратура СПАК - 4 .

3 Совершенствование технологий транспортирования и хранения нефти при увеличении объемов ее добычи в России. Динамика строительства трубопроводов и продуктопроводов.

Пер­воначально нефть самоизливом выходила на земную поверхность и скапливалась в низких местах, откуда ее добывали и использо­вали для смазки как горючий материал, а затем стали применять и в лечебных целях. Хранили нефть в глиняных сосудах или в бурдюках и в них же перевозили ее гужевым транспортом или по воде.

В XVII в. повышается спрос на нефть и для ее хранения строятся первые хранилища нефти. Нефть хранилась в земляных ямах глубиной 4-5 метров, вырытых в глинистых грунтах. Позд­нее стали строить амбары из камня, с использованием цемента. Эти амбары перекрывались каменными крышами. Такой способ хранения нефти применялся до второй половины XVII столетия.

К примерно 1890г На нефтяных промыслах нефть транспортировалась к пунк­там се перевозки по деревянным желобам и земляным канавам. Перевозка нефти к потребителям осуществлялась в бурдюках и деревянных бочках, Такой способ перевозки нефтепродуктов приводил к загрязнению поды в реках нефтью и наносил большой ущерб рыбным ресурсам.

В.Г. Шухова, работающего с 1878 года главным инженером кон­торы А.В. Бари. Одним из наиболее удачных решений братьев Нобель в обустройстве своих нефтяных промыслов стало строи­тельство первого в России 10-километрового нефтепровода про­изводительностью 1280 тони в сутки от Балахапинских промы­слов до керосинового завода в Черном городе. Все расчеты и со­оружения произвел В.Г. Шухов. Это новшество не всеми было воспринято. Местные возницы, занимающиеся перевозками в де­ревянных бочках нефти с промыслов на заводы и керосина к мор­ским причалам, а также изготовители бочек восприняли новше­ство как покушение на свои заработки.

Братья Нобель первые предложили заменить деревянные баржи для бочечных перевозок нефтепродуктов по Волге на ме­таллические наливные. Лишь в 1904 году Правительство России приняло решение об изъятии из эксплуатации в течение 10 лет всех деревянных барж.

Впервые в мире по чертежам братьев Нобель было по­строено нефтеналивное металлическое судно грузоподъемно­стью 240 тонн. Судно было построено на шведских верфях. Дальнейшая политика братьев Нобель была направлена на со­вершенствование складского хозяйства. Они отказались от тра­диционного бочкотарного складирования в земляных ямах, сопровождавшегося потерями и загрязнением окружающей среды. По заказу братьев Нобель конструирование первых в мире клепанных металлических резервуаров осуществил В.Г. Шухов. В строительство металлических резервуаров и цистерн вкладывались огромные средства, значительно больше, чем в нефтедобычу. Уже в 1890 году суммарная вместимость ре­зервуаров в Товариществе братьев Нобель составила 1974 тыс. м³, а стоимость хранения нефтепродуктов снизилась до 3 копеек за пуд (16 кг), а при старом методе складирования она была равна 10-30 копеек.

Нефтеналивной транспорт появился на Волге и Каспии в 70-х годах XIX столетия. В 1873 году первыми в нефтеналив­ном флоте были парусная шхуна «Александр» и речная баржа братьев Н.И. и Д.И. Артемьевых с отделениями в трюмах для нефти, а в 1878 году был построен первый в мире танкер - тепло­ход «Зароастр» грузоподъемностью 250 тонн. В это же время со­оружаются первые две металлические нефтеналивные баржи по 560 тонн каждая. В 1882 году наши отечественные инженеры создают танкер «Спаситель» - прототип современных танкеров, машинное отделение на котором было вынесено на корму.

Уже к 1883 году общая длина нефтепроводов п Бакинском районе достигла 96 километров, а в 1895 - 317 километров.

В это же время строятся первые нефтебазы, оборудованные резервуарными парками, трубопроводными сетями, паровыми насосами, сливоналивпыми устройствами и т.д. Первый стальной вертикальный цилиндрический клепаный металлический резер­вуар был построен по проекту В.Г. Шухова в 1878 году. Первый в России магистральный керосинопровод, который в то время был и самым крупным в мире, для подачи керосина от бакинских нефтеперегонных заводов до порта Батуми на Черном море был введен в эксплуатацию в 1907 году. Этот керосинопровод был построен из труб диаметром 200 мм и имел протяженность 853 км. Затем были построены нефтепроводы на Северном Кав­казе: Майкоп-Туапсе (128 км), Грозный-Махачкала (162 км). Общая протяженность трубопроводов для перекачки нефти к 1917 году составляла 1147 км. Началом отечественной нефтя­ной промышленности, как уже выше было сказано, являлся Ба­кинский нефтяной район, поэтому и основное развитие нефтяно­го транспорта и нефтебазового хозяйства было в этом районе. Нефть транспортировалась по великой русской водной магистра­ли: Каспийское море - Волга с притоками Ока и Кама - Мариинская система- Нева. В этом районе располагались основные неф­тяные базы, снабжавшие большую часть страны нефтью и нефте­продуктами. Следует отметить большой вклад в развитие нефтя­ной промышленности отечественных ученых Д.И. Менделеева, В.Г. Шухова, И.М. Губкина и других.

Были построены магистральные нефтепроводы системы «Дружба» из Поволжья на Запад нашей страны и далее в социалистические (бывшие) ораны (1964 год) протяженно­стью 4665 километров. По этому нефтепроводу нефть Татарии и Поволжья поступала в Чехословакию, Венгрию, Польшу и Вос­точную Германию. В связи с бурным развитием нефтяных место­рождений Тюменской области строится крупнейшая в мире сис­тема нефтепроводов общей протяженностью около 35 тысяч ки­лометров. Были построены магистральные нефтепроводы диа­метром 1220, 1020 и 820 мм: Уренгой - Холмогоры - Пермь -Клин (2661 км), Холмогоры - Сургут - Пермь - Нижний Новго­род - Ярославль - Полоцк (3557 км); Самотлор - Анжеро-Суджинск - Красноярск - Иркутск (2476 км); Усть-Балык - Ниж­невартовск - Курган - Самара (2523 км); Урьепские - Южный Колмк - Курган - Уфа - Альметьевск (2009 км); Южный Болык -Омск - Павлодар - Чимкент (2822 км); Самара - Лисичанск -Кременчуг (1349 км); Самара - Унеча - Мозырь - Брест (2132 км); Узень - Гурьев — Самара (921 км); Куйбышев - Тихорецкая -Новороссийск (1518 км); Ухта - Ярославль (1133 км) и другие. Эксплуатацию магистральных нефтепроводов осуществляла ком­пания «Транснефть». На начало 1993 года компания «Транс­нефть» эксплуатировала 66 тысяч километров нефтепроводов, продуктопроводов и водоводов с 570 насосными станциями, 1260 стальных и железобетонных резервуаров общей емкостью 16,8 млн. м³. В это же время реконструировались и расширялись дей­ствующие, а также строились новые нефтеперерабатывающие за­воды и нефтехимические комбинаты.

В послевоенный период строятся крупные нефтеперераба­тывающие заподы в Кстово (Нижегородская область), Сызрани, Волгограде, Саратове, Перми, Краснодаре, Омске, Ангарске, Ба­ку, Рязани. В 1970-1980-х годах нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) были построены в Чимкенте и Павлодаре (Казахстан), Можекяе (Литва), Чарджоу (Туркмения), Лисичанске (Украина), Мозыре (Белоруссия), Ачинске (Россия).

Билет № 8

Поиск по сайту: