Кислотная обработка - призабойная зона - скважина
Cтраница 1
Кислотная обработка призабойной зоны скважин основана на способности некоторых кислот растворять определенные минералы, входящие в состав пород. Обработка состоит в закачке в призабойную зону скважин порции кислоты и последующем удалении из пласта образовавшихся продуктов реакции кислоты с породой. Обычно для обработки применяют соляную кислоту, которая растворяет карбонаты нефтесодержащих пород. При наличии в пародах глинистого цемента применяют соляную кислоту с добавкой плавиковой кислоты. [1]
Технология кислотных обработок призабойных зон скважин с использованием ингибитора СНПХ-6012 выполняется существующим и широко применяемым в нефтепромысловой практике оборудованием, включает в себя известные отработанные технологические операции и соответствует существующим требованиям техники безопасности в нефтедобывающей промышленности. [2]
Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору: ингибиторов коррозии, стабилизаторов или замедлителей скорости реакции, между соляной кислотой и породой, интенсификато-ров или ПАВ. [3]
При кислотной обработке призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные коллекторы ( известняки, доломиты), закачивают порцию соляной кислоты 8 - 15-процентной концентрации. Кислота реагирует с породой как на стенках скважин, так и в по-ровых каналах, в результате чего каналы расширяются и очищаются от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Обычно стараются процесс проводить таким образом, чтобы кислота как можно глубже проникла в пласт. [4]
Промысловые испытания технологии кислотных обработок призабойных зон скважин для высокотемпературных пластов с использованием ингибитора кислотной коррозии СНПХ-6012 проведены на 23 - х скважинах Муравленковского, Суторминско-го, Крайнего, Каримовского и Холмогорского месторождений. [5]
На Мангышлаке было обнаружено, что кислотные обработки призабойной зоны скважин для удаления солеотложений дают низкую эффективность. [6]
В газодобыче наиболее интенсивная коррозия наблюдается при кислотной обработке призабойной зоны скважины. Для снижения скорости коррозии в последние годы при кислотной обработке используются различные ингибиторы, которые при своей дороговизне сравнительно малоэффективны. [7]
 |
Установка насосная УН1 - 630Х700А. [8] |
Предназначены для транспортирования и нагнетания в скважину жидкостей при кислотной обработке призабойных зон скважин. [9]
В ходе дальнейших промышленных испытаний опытных насосов с рабочими колесами из анида, АК-7 и П-68 произведены кислотные обработки призабойных зон скважин с закачкой кислот непосредственно через насосные трубы и насосы. [10]
Отметим еще две технологические операции, проведение которых может оказать существенное влияние в период освоения скважины и в процессе эксплуатации. Одной из них является кислотная обработка призабойной зоны скважины, в результате которой снижается или резко уменьшается кольматация и восстанавливается начальная проницаемость пласта. Другая операция - продавливание в пласт нефти или воды, что приводит к продавливанию кольматирующих материалов в глубь пласта и облегчает вызов притока при освоении скважины. Эффективность этого подтверждается результатами продавливания в пласт значительных объемов морской воды на месторождениях АзССР, благодаря чему впоследствии вызов притока достигается при меньшей депрессии на пласт. [11]
Использование монокарбоновых кислот в нефтегазодобывающей промышленности начато сравнительно недавно. Впервые органические кислоты, в частности уксусная и муравьиная, были использованы как добавки к закачиваемым растворам соляной кислоты при кислотных обработках призабойной зоны скважин. Это вызвано тем, что скорость реакции органических кислот и соляной кислоты ( НС1) с карбонатами различна даже при одинаковых условиях протекания реакции. [12]
Фильтрами оборудовано восемь скважин, вскрывших нефтяные и водонефтя-ные пласты, сложенные терригенными и карбонатными породами. Основные показатели вскрытия и последующей эксплуатации скважин приведены в табл. 2.1. Из нее видно, что бесперфораторный способ вскрытия пластов имеет несомненные преимущества по сравнению с вскрытием кумулятивными перфораторами. Например, все скважины, в которых продуктивные пласты вскрыты бесперфораторным способом, введены в эксплуатацию с безводным дебитом, причем по данным скважинам удельный коэффициент продуктивности выше, чем по соседним. Это, очевидно, является следствием того, что при кумулятивном способе вскрытия пластов неизбежно загрязнение призабойной зоны в результате проникновения в нее сква-жинной жидкости ( в основном воды) под действием значительных давлений, возникающих во время перфораций. При бесперфораторном способе проникновение в продуктивный пласт соляной кислоты, находящейся в интервале расположения фильтра, необходимо и целесообразно с точки зрения кислотной обработки призабойной зоны скважины. Вскрытие продуктивного интервала при давлениях, допустимых для обсадных колонн ( до 10 МПа), предотвращает нарушение целостности и герметичности цементного кольца, находящегося ниже фильтра, что превышает надежность разобщения пластов и увеличивает безводный период эксплуатации скважин. [13]
Страницы: 1