Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

яерхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают

доступ

кислоты к породе,

вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается

охват

обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество, вводимое в пены,

помимо

того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также

коалесценцию пузырьков и способствует прилипанию их к породе, а в ней-

трализованном растворе снижает межфазное натяжение и тем самым

улуч-

щает вынос отработанного раствора с продуктами реакции из зоны обработки.

Пены,

являясь структурированными упругими системами, характеризуются на-

личием начального градиента давления, что создает благоприятные условия

для их применения в целях повышения

охвата

воздействием по толщине пла-

ста. Вместе с тем возможность применения кислотных пен пока что лимити-

руется температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей

соленостью воды по хлоридам. При солености воды по хлоридам 5% и

более, при температурах

604-85°С

устойчивость пен мала, а при наличии слоя

нефти

над пеной и при фильтрации через пористые среды она разрушается.

В силу указанных свойств пен их предпочтительно применять в условиях

трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов, невысоких пластовых

давлений и в водонагнетательных скважинах.

Кислота, загущенная карбоксилметилцеллюлозой (состав 11) имеет вяз-

кость до 20 мПа-с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ

ССБ, адсорбируясь на породе, уменьшают площадь контакта кислоты с по-

родой, а также снижают скорость нейтрализации кислоты. Совокупное дей-

ствие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а со-

здаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют

увеличению

охвата

по толщине пласта. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600

подвергаются деструкции при температуре

60°С,

чем и ограничивается об-

ласть применения этого состава.

В пористых коллекторах с низкой проницаемостью и при загрязнении при-

забойной

зоны минеральной взвесью предпочтительно применять кислотные

составы с повышенной проникающей способностью, к которым относят гази-

рованные кислоты, и кислоту улучшенной фильтруемости (составы 2 и 7).

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

поверхностное натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи

проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы,

куда

кислоты

водные растворы не способны проникать из-за противодействия капилляр-

ных сил. В качестве газовой фазы в газированных кислотах используются

воздух,

азот и углекислый газ. Применение азота предпочтительно для сни-

жения

коррозионной активности и взрывобезопасности, а углекислого газа—

для повышения растворяющей способности системы.

Терригенные коллекторы обрабатывают смесью соляной и плавиковой

кислот (глинокислота; состав 15).

Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, квар-

цем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реак-

циям:

SiOrf

4HF=SiF

+2H

Реакция

с кварцем протекает медленно, а наиболее существенно при

воздействии фтористоводородной кислоты на терригенные коллекторы ее

взаимодействие с алюмосиликатами (например, каолином и др.), т. е. к объ-

ектам воздействия плавиковой кислоты (HF) относятся цементирующие сили-

катные разности — аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.

Образовавшийся в

результате

реакции плавиковой кислоты и терриген-

ной

породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует

гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора пре-

вращается из золя в студнеобразный гель, прочно запечатывающий поровое

пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля

351

кремниевой

кислоты плавиковая кислота при обработке терригенных кол-

лекторов применяется только в смеси с соляной, при этом раствор соляной

кислоты обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает обра-

зование геля из гидрата окиси кремния, так как соляная кислота с соедине-

ниями

кремния практически не реагирует.

Взаимодействие плавиковой кислоты с цементирующими материалами и

породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т. е. разрушением струк-

туры

призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллек-

тора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором оптималь-

ных концентраций HF в смеси кислот и удельного

расхода

смеси. Удельный

объем и состав глинокислоты подбирают опытным путем, при этом по

совокупности исследовании «а оптимальный состав считают: содержание

— от 3 до 5% и содержание НС1 — от 8 до 10%, а удельный объем для

первичных обработок глинокислотой ограничивается

0,3—0,4

на 1 м обра-

батываемой толщины пласта.

При

взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными раз-

ностями

породы или цементирующего материала образуются нерастворимые

фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терри-

генной

породе более 2% карбонатов перед глинокислотной проводится соля-

нокислотная

обработка 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.

Для обработок скважин заводы-изготовители поставляют

абгазовую

со-

ляную кислоту (ТУ

6-714—77)

и синтетическую соляную кислоту техническую

(ГОСТ

857—78).

Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте

должна составлять (не менее):

по

ГОСТ

857—78—35%

(марка А) и 31,5% (марка Б —первый сорт);

по

ТУ

6—01—714—77—22%

(марка А) и 20% (марка Б).

Соляная

техническая синтетическая кислота содержит до 0,03% суль-

фатов в пересчете на SO

. Большее содержание сульфатов приводит к обра-

зованию недопустимого количества гипса или безводного

сулъфтга

кальция.

В соляной кислоте (марка Б, сорт 2), изготовленной из абгазов

(ТУ

6—01-/714—77),

содержится до 1% фтористого водорода, который при

•реагировании с карбонатами образует в поровом пространстве слабораствори-

мый

осадок фтористого кальция. Поэтому для обработки карбонатных кол-

лекторов используется абгазовая кислота марки А или марки Б 1-го сорта.

Абгазовая кислота марки Б 2-го сорта пригодна лишь для глинокислотных

обработок.

Соляная

кислота перед поставкой ингибируется по согласованию с потре-

бителями. В то же время по технологическим причинам производства кислоты

или

результате

коррозии емкостей, предназначенных для транспорта и хра-

нения,

в поставляемой соляной кислоте

могут

содержаться соединения желе-

за в виде FeCl

(хлорное железо).

После нейтрализации карбонатами рабочих растворов соляной кислоты

до рН-3,5 хлорное железо гидролизуется и выпадает в объемный коллоидный

-осадок в проточных каналах обрабатываемого пласта в виде гидроокиси же-

леза

Fe(OH)

или основных его солей. Поэтому содержание железа в кислоте

ограничено до

0,015%,

по ТУ

6—01—714—77—

до 0,03%.

Уксусная кислота 98%-ной концентрации затвердевает при температуре

16,3°—16,7°С,

температура кипения

118°С.

Для обработки скважины исполь-

зуются кислоты:

уксусная синтетическая;

уксусная лесотехническая.

В уксусной кислоте для обработки скважин примесь серной кислоты

должна выдерживаться по норме.

Комплексы

соединений уксусной кислоты и железа гидролизуются при

разных температурах в зависимости от содержания этой кислоты. По мере

увеличения содержания уксусной кислоты в составе температура гидролиза

352

возрастает. Так, например, при содержании 2% уксусной кислоты температу-

ра гидролиза

65°С,

а при 5% —

86°С.

Доза уксусной кислоты для стабилизации кислотного раствора от выпа-

дения

железистых осадков определяется содержанием железа в рабочем ки-

слотном растворе и составляет:

Содержание железа, % . . . .

0,01—0,1

0,1—0,3

0,3—0,5

Содержание СН

СООН, о/, . . 1,0 1,5 2—3

Лимонная

кислота, как и уксусная, образует растворимые комплексные

соединения

с железом, которые не разрушаются при кипячении нейтрализо-

ванного кислотного раствора.

Лимонная

кислота дозируется в количестве 0,5% от массы кислотного

раствора при содержании

0,01—0,3%

железа и 1% при содержании железа

от 0,3 до 0,5%.

Сульфаминовая кислота относится к сильным (ее константа диссоциации

при

25°С

равна 1,01 10~

) и представляет собой бесцветное кристаллическое

вещество. Растворимость сульфаминовой кислоты в

воде—146,8

г/л при 0°С

470,8

г/л при

80°С.

В органических растворителях эта кислота не раство-

ряется.

Водные растворы ее при температурах до

60°С

устойчивы; при тем-

пературах более

60°С

сульфаминовая кислота гидролизуется. Так, например,

10%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты при нагревании до

80°С

течение 8 ч гидролизуется на 43,7% по

схеме

2NHSOH+2HONHOSOHNHHSC>

В связи с гидролизом сульфаминовой кислоты ее применение для обрабо-

ток

скважин ограничивается пластовой температурой

60°С.

Плавиковая

кислота относится к сильным и применяется при воздействии

на

призабойную зону для растворения частиц силикатного материала цемен-

тирующего и скелетного вещества терригенных продуктивных коллекторов,

глинистого или цементного раствора, поглощенных в процессе бурения или

ремонтов, а также материалов, закупоривающих поверхность забоя глинистой

или

цементной коркой. Качество используемой в добыче нефти плавиковой

кислоты регламентируется ТУ

608—236—77

по следующим основным показа-

телям:

Содержание фтористого водорода (HF), % (не менее) .... 30

Содержание кремнефтористоводородной кислоты, % (не более) 8

Содержание серной кислоты, % (не более) 2,5

Плавиковая

кислота поставляется в виде водного раствора в полиэти-

леновых

бутылях,

токсична.

Удобный заменитель плавиковой кислоты — фторид-бифторид аммония

(NHiFHF),

представляющий собой твердое кристаллическое вещество. Ки-

лограмм фторид-бифторид аммония эквивалентен 0,7 кг фтористого водорода

или

1,55 л 40%-ной плавиковой кислоты.

Кислоты,

используемые при освоении скважин и повышении их произво-

дительности, представляют коррозионно активные среды по отношению к ме-

таллу.

При

20°С

и концентрации кислот 10% скорость коррозии Ст. 3 в них

составляет (г/м

-ч):

Соляная

кислота 7,0

Уксусная кислота ...'.... • 2,97

Сульфаминовая кислота 2,18

Глинокислота (10% НС1 + 5% HF) 43,1

увеличением концентрации кислот и температуры коррозионная актив-

ность кислот по стали возрастает'. Для защиты металла наземного и под-

Норма коррозионной активности кислот

для

процессов обработки скважин неста-

бильна. СевКавНИПИнефть, исходя

из

допусков

по

толщине насосно-компрессорных

труб,

равного

0,5 мм (или 6%

массы), допускает предельную величину коррозионной

ак-

тивности кислоты

г/(м

-ч).

При

этом суммарная продолжительность контакта кисло-

ты

трубами

при

обработках оценивается

30—40

ч.

353

земного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных

труб

от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соля-

ной

и глинокислот в качестве ингибиторов используют формалин, катапин,

уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. Реагентам, используемым

качестве ингибиторов коррозии предъявляются следующие требования:

эффективность

ингибитора должна обеспечивать снижение скорости кор-

розии

металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стои-

мости;

растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей;

допу-

скается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся

на

фильтрации его; после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не

должен выпадать в осадок (высаливаться);

ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не долж-

ны

образовывать осадков с продуктами реакции.

Поскольку нефтяные коллекторы по смачиваемости подразделяются на

гидрофобные и гидрофильные, поверхностно-активные вещества-гидрофобиза-

торы при взаимодействии с коллектором адсорбируются на нем и покрывают

поверхность породы, снижая площадь контакта и скорость нейтрализации

кислотного состава,

тогда

как гидрофилизаторы инициируют взаимодействие

состава и породы. Адсорбция ПАВ-гидрофобизаторов на поверхности пород

способствует и ограничению водопритоков в добывающие скважины. Измене-

ние

смачиваемости пород при воздействии на них ПАВ используется также

при

переводе добывающих скважин в нагнетательные, для чего в призабой-

ную зону перед пуском скважин под нагнетание закачивают растворы поверх-

ностно-активных веществ. Удельные объемы закачки растворов изменяются

от 0,5 до 5 м

/м, а концентрация ПАВ в растворе постепенно снижается от

0,3% до 0,1%.

Кислотные

растворы, являясь электролитами, способствуют при опреде-

ленных условиях образованию в призабойной зоне стойких эмульсий. Поэто-

му при содержании в нефти 2% и более асфальтенов и свыше 6% силика-

гелевых

смол в кислотные составы обязательно вводятся деэмульгаторы, в ка-

честве которых используются неионогенные ПАВ, например, ОП-10 в ко-

личестве

0,1—0,15%

(весовых), или же

другие

деэмульгаторы, доза которых

определяется свойствами нефти и деэмулыатора. ПАВ используется также

для повышения фильтрации кислотного раствора или составов на кислот-

ной

основе и для предупреждения блокировки призабойной зоны продуктами

реакции.

В указанных целях при кислотных обработках нефтедобывающих

скважин целесообразнее применять катионоактивные ПАВ (например, ка-

тапин),

которые понижают поверхностное натяжение на границе фаз поро-

да — отработанная кислота и гидрофобизируют породу, что спосбствует до-

полнительному приросту добычи нефти. При отсутствии катионоактивных

ПАВ для обработок добывающих скважин можно применять и неионогенные

ПАВ типа ОП. Эффективность этих ПАВ меньше, так как, значительно сни-

жая поверхностное натяжение, они не являются гидрофобизаторами пород.

При

обработках нагнетательных скважин в кислотные составы предпоч-

тительно добавлять неионогенные ПАВ.

результате

фазовые превращения нефтей при эксплуатации залежей

происходят отложения асфальтосмолистых компонентов нефтей в призабойной

зоне скважин, снижающих эффективность кислотного воздействия. Для уда-

ления

таких отложений применяют термокислотные обработки и воздейству-

ют на призабойную зону пласта органическими растворителями и мицелляр-

ными

растворами. Общее требование к составам применяемых растворите-

лей — недопустимость содержания в них хлор- и фторпроизводных, свобод-

ного

хлора,

непредельных углеводородов или

других

компонентов, отрица-

тельно сказывающихся на процессе переработки нефти и качества продук-

ции.

Отложения парафинистого типа растворяют керосином, в 1 м

которого

растворяется около 200 кг парафина и смол. Для асфальтеновых отложений

экономичнее

применять «бензиновую

головку»

(ТУ

352—53)

или бензол

сырой (ТУК

12—53).

В указанных целях в лабораторных условиях можно

подбирать регламенты применения растворителей парафина, асфальтенов и

354

смол из полупродуктов предприятий нефтегазопереработки или нефтехимии,

базирующихся на территории данного или близлежащего административного

района

(конденсат, бутил-бензольную фракцию, дизельное топливо и др.).

При

этом возможность применения выбранного растворителя

следует

обяза-

тельно согласовать с предприятиями нефтехимии и нефтепереработки.

Осуществляется кислотное воздействие

следующих

видов: кислотные

ванны,

внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный

гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислот-

но-гидромониторное.

Расход реагентов при кислотном воздействии каждого вида проводится

зависимости от вида кислотного воздействия, рецептуры кислотного состава,

принятой

технологии и геолого-промысловых условий. Кислотные ванны целе-

сообразны в процессе первичного освоения скважин в период ввода их в экс-

плуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняю-

щих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно при-

менять для очистки необсаженных фильтров скважин; при обработке сква-

жин,

фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используются кислотные

составы пониженной коррозионной активности. Потребность кислотного рас-

твора на кислотную ванну равна объему ствола скважины в интервале об-

работки. Потребный объем кислотного состава для внутрипластовой обработ-

ки

определяется из соотношения

где Укс—потребный объем кислотного состава, м

; h — толщина обрабаты-

ваемого интервала, м; т — пористость (эффективная) пород, доли единиц;

Roe — радиус (глубина) обработки, м; Гек— радиус скважины, м.

Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтра-

лизации

кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного рас-

твора на всю глубину обработки по простиранию пласта, применяют поэтап-

ную внутрипластовую обработку. Сущность этой схемы заключается в по-

очередной закачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые

как

бы блокируют обработанные кислотным составов поверхности от даль-

нейшего взаимодействия с ним. В качестве таких жидкостей применяют рас-

творы полимеров и ПАВ для нагнетательных скважин и дегазированные неф-

ти или

другие

жидкости на нефтяной основе — для добывающих скважин.

В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, ха-

рактеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позво-

ляет повышать

охват

воздействием и по толщине пласта. Оптимальные объ-

емы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей

устанавливаются опытным путем, а при отработке регламентов таких обра-

боток (по опыту работ в Белоруснефти) можно принять поочередную закач-

ку 5 м

кислотного состава и 1,5—2 м

специальной жидкости при

трех

циклах.

Поинтервальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработ

ку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи.

Кислотный

гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, до-

ломитах и доломитизированных известняках с целью увеличения глубины

обработки по простиранию продуктивного пласта. Потребный объем кислот-

ного состава или нефтекислотной эмульсии при кислотном гидроразрыве

У„с=Г

р^ак, (VIII.52)

где Уне — потребный объем кислотного состава, м

; Т

в р

— продолжитель-

ность нейтрализации раствора, мин; <7за„ — темп закачки реагента, м

/мин;

VKC

— потребный объем кислотной эмульсии, м

; Т

э — продолжительность

стабильности эмульсии, мин.

355

А Б Л КЦ A

VIII.7.

ПЛОТНОСТЬ

РАСТВОРОВ

СОЛЯНОЙ

КИСЛОТЫ

РАЗЛИЧНЫХ

КОНЦЕНТРАЦИЙ

ПРИ 20 "С

Плотность,

г/см»

1,003

1,008

1,018

1,028

,038

,047

,057

,063

,068

1,073

1,078

1,085

1,088

1,098

1,105

1,108

1,115

Концентра-

ция

НС1, %

Содержание

НС1

в 1 л, кг

0,010

0,020

0,041

0,062

0,083

0,105

0,127

0,140

0,150

0,163

0,172

0,184

0,196

0,220

0,232

0,244

0,257

Плотность,

г/см»

1,119

1,125

1,129

,135

,139

,145

,149

,155

,159

,165

,169

,172

,179

,185

,189

,194

,198

Концентра-

ция НС1.

3°

Содержание

на

л, кг

0,269

0,282

0,294

0,307

0,319

0,332

0,345

0,358

0,371

0,385

0,398

0,411

0,424

0,438

0,452

0,466

0,479

Кислотно-гидромониторное воздействие применяется

для

очистки поверх-

ности

фильтра

от

цементной

глинистой корок

инициирования поинтер-

вального воздействия

или

кислотного гидроразрыва.

Потребный

объем кислотного состава

при

кислотно-гидромониторном

воз-

действии

r=7-<7

n, (VIII.54)

где Кис

г —

потребный объем кислотного состава,

; Т —

продолжитель-

ность кислотно-гидромониторного воздействия,

мин;

—

расход

через

на-

садку,

/мин; я— число одновременно работающих насадок

Потребный

объем товарной кислоты

на

приготовление

1 м

кислотного

состава заданной концентрации

ТАБЛИЦА

VIII.8

ПЛОТНОСТЬ

ФТОРИСТОВОДОРОДНОЙ

КИСЛОТЫ

РАЗЛИЧНЫХ

КОНЦЕНТРАЦИЙ

ПРИ

20» С

Плотность,

г^см

1,005

1,012

1,021

1,028

1,036

1,043

1,050

1,057

1,064

Концентрация,

Содержание

в 1 л, кг

0,020

0,041

0,061

0,082

0,104

0,125

0,147

0,169

0,192

Плотность,

г/см

,070

,084

,096

1,107

,118

1,123

1,134

1,139

1,155

Концентрация,

Содержание

в I л, кг

0,214

0,260

0,307

0,354

0,403

0,448

0,476

0,501

0,578

Параметры Г, q

, я определены Временной инструкцией по гидропескоструйному

методу

перфорации и вскрытию пласта.

Москва,

ВНИИ,

1967.

356

ТАБЛИЦА

VIII.9

ПЛОТНОСТЬ

РАСТВОРА

УКСУСНОЙ

КИСЛОТЫ

РАЗЛИЧНЫХ

КОНЦЕНТРАЦИЙ

ПРИ

20 "С

Плотность,

г/см'

0,9996

1,0012

1,0025

1,0040

1,0055

1,0069

1,0083

1,0097

1,0111

1,0125

1,0139

1,0154

1,0168

1,0182

1,0195

1,0209

1,0223

1,0236

1,025

1,0263

1,0276

1,0288

1,0301

1,0313

1,0326

1,0338

1,0349

1,0361

1,0372

1,0384

1,0395

1,0406

1,0417

1,0428

1,0438

1,0449

1,0459

1,0469

1,0479

1,0488

1,0498

1,0507

1,0516

1,0525

1,0542

1,0551

Содержание

СН.СООН,

Количество

СНэСООН,

1 л, кг

0,0^0

0,020

0,030

0,040

0,050

0,060

0,071

0,081

0,091

0,101

0,112

0,122

0,132

0,143

0,153

0,163

0,174

0,184

0,195

0,205

0,216

0,226

0,237

0,248

0,258

0,269

0,279

0,290

0,301

0,312

0,322

0,333

0,344

0,355

0,365

0,376

0,387

0,398

0,409

0,420

0,430

0,441

0,452

0,463

0,485

0,496

Плотность,

г/см

1,0559

1,0575

1,0582

1,0590

1,0597

1,0604

1,0611

1,0618

1,0631

I,0642

1,0653

1,0662

1,0671

1,0675

1,0678

1,0682

1,0685

1,0687

1,0690

1,0693

1,0694

1,0696

1,0698

1,0700

1,0699

1,0698

1,0696

1,0693

1,0689

1,0685

1,0680

1,0675

1,0668

1,0661

1,0652

1,0643

1,0632

1,0619

1,0605

1,0588

1,0570

1,0549

1,0524

1,0498

Содержание

CHjCOOH,

ЕЛ

100

Количество

СН.СООН,

1 л, кг

0,507

0,529

0,540

0,551

0,562

0,573

0,584

0,595

0,617

0,639

0,661

0,682

0,704

0,715

0,726

0,737

0,748

0,759

0,770

0,781

0,791

0,802

0,813

0,835

0,845

0,856

0,867

0,877

0,888

0,898

0,909

0,919

0,929

0,939

0,950

0,960

0,969

0,979

0,989

0,998

1,007

1,016

1,025

1,034

1,042

1,050

357

где V

— объем товарной кислоты, л; а

— заданная концентрация кислоты

составе, %; р

— плотность раствора кислоты заданной концентрации,

г/см

; А — концентрация товарной кислоты, кг/л (табл. VIII.7—VIII.9).

В качестве временно изолирующих материалов при поинтервальном кис-

лотном воздействии на пласт используют полимеры, высокоокисленные

биту-

мы,

сухую

сульфитспиртовую

барду,

гранулированный нафталин и

другие

водо- или нефтерастворимые зернистые и вязкоупругие материалы.

В зависимости от забойной температуры для поинтервального воздей-

ствия в добывающих скважинах на промыслах Грознефти применяют:

Полимер

бензинового потока, высокоокисленный битум .... До

100°С

Полимер

бензинового потока, полимер промрастворного по-

тока, высокоокисленный битум , До

100—120°С

Полимер

промрастворного потока, полиэтилен низкого давле-

ния,

высокоокисленный битум . ,

120—130°

Высокоокисленный битум, полиэтилен низкого давления ....

130—150°С

Высокоокисленный битум, полипропилен

150—180°С

Высокоокисленный битум

180°С

В качестве жидкости-носителя для транспортировки изолирующих мате-

риалов типа полиолефинов применяют нефть, а для транспортировки высоко-

окисленного битума — 3%-ный водный раствор сульфитспиртовой барды.

Содержание полимеров в жидкости-носителе составляет

150—250

кг/м

а высоковязких высокоокисленных битумов

100—130

кг/м

. Количество изо-

лирующего материала принимается из расчета

10—20

кг на 1 м изолируемой

толщины пласта.

Пример

1. Определить потребность в товарной кислоте на приготов-

ление ингибированного солянокислотного раствора при плотности товарной

ингибированной

соляной кислоты р

= 1,142 г/см

. Чтобы определить потреб-

ность в товарной кислоте для приготовления 1 м

раствора соляной кислоты

с концентрацией 12%, по табл. VII 1.7 определяем плотность

12%-го

раствора

соляной

кислоты и содержание кислоты в 1 л товарного продукта, которые

соответственно равны 1,060 г/см

0,320

кг/л.

По

формуле (VIII.55) определяем потребность в товарной кислоте для

приготовления 1 м

кислотного раствора с концентрацией по соляной кис-

лоте, равной 12%:

1Оа

Ю-12-1,060

= —-j

_з20

-М'.Ьл.

Принимаем

400 л.

Таким

образом, для приготовления 1 м

ингибированного раствора соля-

ной

кислоты из товарной с плотностью 1,142 г/см

необходимо 400 л НС1

смешать с 600 л воды.

Пример

2. Определить потребность в товарных кислотах на приго-

товление 1 м

глинокислотного раствора состава 12% НС1-)-3% HF при плот-

ности товарной соляной кислоты 1,142 г/см

, а тоьарной фтористоводородной

(плавиковой) кислоты—1,084 г/см

. Требуется приготовить 1 м

раствора

глинокислоты состава 12%

НС1+3%

HF.

Сначала определяем

расход

товарной соляной кислоты на приготовление

ее раствора 12%-ной концентрации. Как показано в предшествующем

примере,

расход

товарной соляной кислоты составляет 400 л.

Затем по табл. VIII.8 определяем весовое содержание плавиковой кисло-

ты в 1 л товарного продукта, которое равно 0,26 кг. При этом плотность

кислотного рабочего раствора принимаем по 12%-ной НС1. Объем товарной

плавиковой кислоты определяем по формуле (VIII.55):

Следовательно, для приготовления 1 м

глинокислоты состава 12% НС1 и

3% HF из товарной соляной и плавиковой кислот соответственно с плотно-

358

стями

1,142

г/см

я 1,084

г/см

необходимо

400 л

соляной кислоты смешать

со

122 л

плавиковой кислоты

и 478 л

воды.

Пример

Определить потребность

товарных кислотах

для

обра-

ботки призабойной зоны скважины

20 м

глинокислоты состава

12%

HCl-f-

-\S%

HF при

плотности товарной соляной кислоты

1,142

г/см

товарной

плавиковой кислоты

1,084

г/см'. Чтобы определить

расход

товарных кислот

на

обработку скважины глинокислотой,

по

табл. VIII.7

VIII.8 определяем

расходы товарных кислот

для

приготовления

1 м

глинокислоты состава

12%

НСЦ-3%

HF,

которые определяются

соответствии

порядком,

при-

веденным

примерах

1 и 2, и

соответственно составляют

400 и 122 л. По-

требный объем товарных кислот

на

заданный объем состава определяется

перемножением

их

объемов, потребных

на

приготовление

1 м

, на

объем

со-

става:

400

лХ20=8000

л=8 м

;

122X20=2440

л=2,44

Следовательно,

для

приготовления

20 м

глинокислоты состава

12%

HCl-j-3%

следует

8 м

соляной кислоты плотностью

1,142

г/см

смешать

2,44 м

плавиковой кислоты плотностью

1,084 и 9,56 м

воды.

Пример

Определить потребность

товарных кислотах

для

обра-

ботки призабойной зоны скважины

20 м

стабилизированной кислотой соот-

ветственно

при

плотностях товарных кислот: соляной кислоты

1,142

г/см

плавиковой кислоты

1,084

г/см

, уксусной кислоты

1,0700

г/см

Чтобы приготовить

20 м

раствора стабилизированной глинокислоты

со-

става

12%

HCl-f-3% HF-f2% СНзСООН, соляной

плавиковой кислот (опре-

деляем аналогично примеру

соответственно необходимо

8 и 2,44 м

Сначала определим

расход

уксусной кислоты

на

приготовление

1 м

рас-

тзора.

По

табл.

VII 1.9'

устанавливаем,

что при

плотности уксусной кислоты

1,0700

г/см

и при

80%-ной концентрации

ее

весовое содержание составляет

0,856

кг/л. При

плотности рабочего кислотного раствора

1,06

г/см

на 1 м

состава

расход

уксусной кислоты

по

формуле (VIII.55) определяется равным

л, а на

заданный объем

20 м

потребность

товарной уксусной кислоте

составит 25-20=600 л=0,5

Таким

образом,

для

приготовления заданного объема состава

условий

поставок

примере

расходуется

(в м

соляной кислоты (30%)—8,

пла-

виковой

кислоты

(24%)

—2,44;

уксусной кислоты

(80%) —0,5.

Всего

10,94 м

кислот,

воды

9,06 м

Давление закачки составов

при

кислотном воздействии определяется

ме-

тодом

технологической схемой воздействия, прочностной характеристикой

эксплуатационной колонны, прочностью цементных перемычек, разделяющих

объекты обработки

продуктивный пласт

от

ниже-

вышележащих водо-

или

газонасыщенных пластов.

При

кислотном воздействии

по

схемам, обеспечивающим повышение

охва-

та закачкой

или

отбором, давление закачки реагента

не

должно превышать

нижнего предела давления разрыва пласта, которое определяется эксперимен-

тально

для

конкретных залежей,

а при

накоплении опыта принимается

рав-

ным

0,6

величины геостатического давления

на

пласт (давление вышележа-

щей

толщи пород).

По

техническим признакам давление закачки реагента ограничивается

допустимым рабочим давлением

для

спущенной эксплуатационной колонны.

Когда давление закачки реагента превышает допустимое

для

эксплуатацион-

ной

колонны

(с

учетом

коэффициента запаса прочности

износа колонны),

обработка осуществляется посредством изоляции интервала воздействия

па-

кером,

который устанавливается

на 2—5 м

выше верхних отверстий перфор-

мации.

Кроме того, давление закачки реагента

при

кислотном воздействии

не

должно вызывать нарушений герметичности разобщения пластов цементом,

и,

исходя

из

этого требования, перепад давления

при

закачке

не

должен

быть выше

2 МПа на 1 м

толщины цементной перемычки

между

обрабаты-

ваемым

близлежащим интервалами.

Растворам уксусной кислоты

плотностью

от 1,055 до

1,0700

г/см

соответствуют

две

различные концентрации

соответственно

два

значения параметра

А.

Поэтому

•

указанном

диапазоне плотностей уксусной кислоты

ее

концентрация уточняется

лабо-

раторных условиях.

359

Темп закачки реагента в пласт определяют из условия

охвата

обработ-

кой

заданной глубины пласта. При этом реагент после достижения заданной

глубины по простиранию пласта должен сохранить свою активность.

Мини-

мальный темп закачки реагента в пласт

<?т!

=Ур/7"нр,

(VIII.56)

где <7min — минимальный темп закачки реагента в пласты, л/с; V

— плани-

руемый для обработки объем реагента, л; Т

р — продолжительность нейтра-

лизации

раствора или стабильности эмульсии, с.

Потребность в рабочих насосных

агрегатах

(VIIL57)

где п — потребное число агрегатов, шт.; <7зак — планируемый темп закачки

реагента, л/с; р

т д

— допустимое

устьевое

давление закачки, МПа; ?

— про-

изводительность

агрегата,

л/с; р

— давление, развиваемое агрегатом при при-

нятой

производительности, МПа; г\* — коэффициент, учитывающий техниче-

ское состояние агрегатов.

Номенклатура и число вспомогательных наземных технических средств

определяются из условий обеспечения непрерывности обработки и минималь-

ной

затраты

трудовых

ресурсов в соответствии с технологическими инструк-

циями

или методиками на проведение методов и технической характеристи-

кой

используемого оборудования.

ИМПУЛЬСНО-УДАРНОЕ

ВОЗДЕЙСТВИЕ

Для интенсификации отбора нефти и закачки воды предложены способы,

основанные

на использовании эффекта ударной волны и сопутствующих ей

колебаний

— разрыв пласта давлением пороховых газов, вибровоздействие,

имплозийное,

гидроимпульсное и термогазохимическое воздействия.

Сущность процесса разрыва пласта давлением пороховых газов заклю-

чается в создании на локальном участке в приствольной зоне сважины вы-

сокого (пикового) давления, действующего в течение короткого промежутка

времени

(0,01—1

с). Возникающие в породе аномальные напряжения, не

успевая перераспределиться, приводят к необратимой их деформации и по-

явлению остаточных трещин, разуплотнений, которые после снижения ано-

мального избыточного давления остаются в раскрытом состоянии.

Согласно теории Ю. П. Желтова, скважинная жидкость, залавливаемая

пласт пороховыми газами, выполняет роль клина, раздвигающего стенки

трещины.

Причем длина образуемой первоначальной трещины h больше дли-

ны

остаточной трещины 1&

Для определения максимального раскрытия вертикальной остаточной тре-

щины,

т. е. ее ширины вблизи скважины, получена следующая зависимость:

Ширина

остаточной трещины на некотором расстоянии от стенки сква-

жины

определяется из соотношения

cos

V, Iff • '

360