Оборудование для кислотной обработки скважин, оборудование для транспортировки кислоты, кислотные агрегаты

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

На промыслах применяют следующие кислотные обработки:

1. Кислотные ванны;

2. Простые кислотные обработки;

3. Кислотные обработки под давлением;

4. Термокислотные и термогазохимические обработки;

5. Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;

6. Гидроимпульсные кислотные обработки;

7. Кислотоструйные обработки;

8. Обработки глинокислотой;

9. Углекислотные обработки;

10. Обработки сульфаминовой кислотой и др.

Кислотные ванны - наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенок скважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии. Такая очистка способствует увеличению зоны охвата пород раствором кислоты и предупреждает образование отложений в порах пород при последующих обработках.

Кислотные ванны в основном устанавливают в скважинах, в которых продуктивный пласт не закреплен обсадной колонной, т.е. в скважинах с открытым стволом. Рекомендуемая концентрация соляной кислоты составляет 15-20%. Если кислотные ванны устанавливают в обсаженных скважинах, то концентрация кислоты не должна превышать 12%. Объем раствора для установки кислотной ванны определяют исходя из полного перекрытия обрабатываемого интервала от подошвы до кровли.

Перед кислотной ванной необходимо очистить стенки скважины и забой. Хотя кислотная ванна предназначена для очистки стенок скважины, но специальная предварительная очистка способствует максимальному удалению цементной корки. Все это предупреждает образование осадков и сохраняет активность кислоты.

При подготовке скважины определяют также статический уровень и величины пластового давления.

В скважинах, находящихся в освоении после бурения (ствол скважины после предварительной очистки заполнен водой или нефтью при слабом притоке ее из пласта), технологический процесс осуществляется следующим образом (рис. 1).

Рисунок 1. Технологические схема (а - г) установления кислотной ванны: 1 - вода; 2 - кислота; 3 - продавочная жидкость

Насосно-компрессорные трубы спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства (рис. 1 а)

При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора кислоты рис. 1, б), а затем без остановки - продавочную жидкость - воду (рис. 1, в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ (рис. 1, г), закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 16-24 ч (точный срок устанавливают для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое). По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, для обратной промывки в затрубное пространство закачивают нефть. Жидкость, из НКТ принимается в емкость и замеряется. Объем этой жидкости сравнивается с объемом продавочной жидкости, использованной во время установления ванны. Количество выдавленного из скважины отработанного раствора кислоты сравнивают с количеством закачанного в скважину раствора кислоты.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкости используют воду.

Примерная схема обвязки оборудования при установлении кислотной ванны приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Примерная схема обвязки наземного оборудования при установлении кислотной ванны: 1 - кислотовоз; 2 - установка насосная; 3 - скважина; 4 - резервуар

Простые кислотные обработки применяются наиболее часто для растворения привнесенных в пласт загрязняющих материалов, а также для увеличения размеров поровых каналов за счет растворения карбонатной породы.

В скважинах с низким пластовым давлением, в которых трудно восстановить циркуляцию жидкости при промывке, забой очищают желонкой.

Простые кислотные обработки пластов песчаников и алевролитов предназначены для растворения продуктов коррозии (в водонагнетательных скважинах) и кальцитовых отложений (в нефтедобывающих скважинах). Кальцит выделяется из пластовых вод при эксплуатации скважин и откладывается в трубах, на фильтре (в интервале перфорации), забое, иногда и в призабойной зоне. Простые кислотные обработки применяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержание составляет 25% и более.

Подготовка скважины к проведению простой кислотной обработки заключается в тщательной очистке забоя и стенок скважины.

Если простая кислотная обработка проводится после кислотной ванны, то для подготовки скважины достаточно промыть забойную пробку с использованием растворов ПАВ или нефти.

Для очистки забоя скважины от больших уплотненных забойных пробок из карбонатных пород и глинистых материалов можно использовать промывку с помощью сильной струи раствора кислоты. Для этого в скважину на НКТ спускают наконечник с соплами с направлением струи вниз. На устье к НКТ подсоединяется грязевый шланг. Благодаря этому во время закачивания раствора кислоты НКТ постепенно допускают до забоя.

Технология простой кислотной обработки заключается в следующем (рис. 3).

В нефтяную добывающую скважину через НКТ закачивают нефть, в водонагнетательную - воду до устойчивого переливания через отвод за-трубного пространства (рис. 3 а).

При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью или водой в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации (рис. 3 б).



Рисунок 3. Технологические схема проведения простой кислотной обработки: 1-вода; 2-кислота; 3-продавочная жидкость

Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем - продавочную жидкость (рис 3 в). После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование (рис. 3 г).

Если планом работ предусматривается оставление раствора кислоты для реагирования с поверхностью карбонатных пород в открытом стволе, то количество продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Если планируется задавливание всего раствора кислоты в пласт, то количество продавочной жидкости берут равным объему НКТ и затрубного пространства в интервале обработки (рис. 3 г).

При обработке обсаженных скважин рекомендуется задавливание всего раствора кислоты в пласт без оставления его в обсадной колонне.

Ориентировочно рекомендуют следующие сроки выдерживания растворов кислоты на забое скважины: при оставлении раствора кислоты в открытом стволе от 8-12 до 24 ч в зависимости от степени предварительной очистки поверхности ствола и забоя и проведения после нее кислотной ванны; если весь раствор кислоты продавливается в пласт, то до 2 ч при температуре на забое 15-30°С и 1 -1,5 ч при температуре на забое 30-60° С; при более высоких температурах выдерживание не рекомендуют.

Рисунок 4. Применяемая схема обвязки наземного оборудования при простой кислотной обработке: 1-резервуары для раствора кислоты; 2-установка насосная; 3-скважина; 4-резервуар с продавочной жидкостью

Примерная схема обвязки оборудования при простых кислотных обработках приведена на рисунке 4. В этой схеме использование емкостей вместо кислотовоза обусловлено большим объемом раствора кислоты.

Кислотные обработки под давлением предназначены в основном для воздействия на малопроницаемые интервалы пласта. Для этого предварительно ограничивают приемистость высокопроницаемых интервалов путем закачивания высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Кроме того, полезную работу выполняет и кислота, входящая в состав эмульсии. Нейтрализация этой кислоты происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. За счет этого обеспечивается более глубокая обработка кислотой высокопроницаемых интервалов. Исключения поглощения раствора кислоты высокопроницаемыми интервалами можно добиться и с помощью пакера типа ПРС.

Кислотные обработки под давлением увеличивают охват толщины продуктивного пласта воздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.

При применении этого вида кислотной обработки должны приниматься меры по предотвращению, образования каналов связи с соседним водоносным пластом. Для этого необходимо правильно обосновать величину давления задавливания раствора кислоты в пласт.

Рисунок 5. Примерная схема обвязки наземного оборудования при кислотной обработке под давлением: 1 - передвижная емкость для кислоты; 2 - стационарная емкость для кислоты; 3 - емкость для нефти; 4 - цементировочный агрегат; 5 - установка насосная УНЦ-160Х 50 К. (АзИНМАШ-ЗОА); 6 - бункеры; 7 - основной насос; 8 - водяной насос; 9 - резервуар; 10 - насос; 11 - скважина

Термокислотная обработка. Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция.



При термокислотной обработке, продуктивный пласт подвергается воздействию дважды в одном технологическом процессе: сначала ТХВ, а затем простой кислотной обработке или обработке под давлением.

Термокислотные обработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто-смолистых отложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.

Применение ТХВ целесообразно лишь на месторождениях с низкой температурой - от 15 до 40°С. ТХВ рекомендуют применять в основном в скважинах с открытым стволом, так как горячая кислота имеет высокую коррозионную активность, а ингибиторов для условий высокой температуры недостаточно.

Рисунок 6. Примерная схема обвязки наземного оборудования при термокислотной обработке: 1 - передвижная емкость для кислоты; 2 - стационарная емкость для кислоты; 3 - емкость для нефти или другой продавочной жидкости; 4 - установка насосная УНЦ1-160Х500К (или агрегат ЦА32ОМ); 5 - скважина



Технологический процесс термокислотной обработки:

Из скважины поднимаются НКТ. Реакционный наконечник загружается магнием в форме стержней или стружек в зависимости от скважинных условий.

Реакционный наконечник с термографом на колонне НКТ или на штангах спускают в скважину и устанавливают в интервале обработки. Производят обвязку устья скважины с насосной установкой (агрегатом). В нагнетательную линию устанавливают расходомер.

Рисунок 7. Схема реакционного наконечника: 1 - резьба для соединения с НКТ; 2 - камера для загрузки металлического магния; 3 - решетка; 4 - конус; 5 - отверстие для выхода нагретых жидких продуктов реакции; 6 - максимальный термометр

кислотный гидроимпульсный скважина

Осуществляют подкачивание нефти в нефтяные добывающие скважины из расчета подъема уровня жидкости в скважине до такой глубины, чтобы обеспечить превышение забойного давления над пластовым на 1 - 2 МПа. В скважину закачивают 15%-й раствор соляной кислоты для термохимического воздействия. Скорость закачивания раствора кислоты регулируют по показаниям расходомера.

После завершения подачи 15%-го раствора кислоты для термохимического воздействия закачивают остальную кислоту на максимальной производительности насоса. Объем и концентрацию этой кислоты определяют так же, как и при простых кислотных обработках.

Растворы кислот продавливают в пласт нефтью в нефтяных добывающих скважинах и водой в водонагнетательных скважинах на максимальной скорости. Объем продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Время выдерживания растворов кислоты определяется как и при простых кислотных обработках.

В скважинах с высоковязкими асфальтосмолистыми и парафинистыми нефтями применяют также ТХВ с предварительным введением в ПЗП гранулированного или порошкообразного магния. Для этого в трещины гидроразрыва задавливают магний с песком или без песка. Затем закачивается раствор соляной кислоты в объеме, превышающем необходимый объем для протекания полной химической реакции кислоты с магнием. В результате этого расплавляются твердые компоненты (асфальтены, смолы и парафин) нефти в порах и трещинах призабойной зоны и растворяются карбонатные породы. Это приводит к увеличению проницаемости пласта.

Пенокислотные обработки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатного цемента.



Рисунок 8. Схема обвязки оборудования при пенокислотой обработке6 1-компрессор; 2 - обратный клапан: 3 - аэратор; 4-установка насосная (кислотный агрегат); 5 - скважина; 6 - глубинный насос

Пены - пузырьки газа или воздуха в жидкости, разделенные тонкими прослойками (пленками) этой же жидкости. Для получения пены кроме газа и жидкости нужно присутствие еще одного вещества - пенообразователя (ПАВ).

Гидроимпульсные кислотные обработки служат для создания гидравлических импульсов (гидроимпульсов) в призабойной зоне пласта заключается в периодическом закачивании в скважину через НКТ жидкости под большим давлением и быстром «сбрасывании» давления через затрубное пространство (разрядка скважины). Величина создаваемого давления не должна превышать допустимой его величины для данной обсадной колонны.

При закачивании жидкости в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новые трещины. При «сбрасывании» давления происходит приток жидкости из трещины в ствол скважины с большой скоростью. С этой жидкостью из призабойной зоны выносятся привнесенные туда загрязняющие материалы.

Кислотоструйная обработка - воздействие на забой и стенки ствола скважины струей раствора кислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощью которого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором.

Рисунок 9. Гидромонитор

Основным назначением кислотоструйных обработок является очистка стенок ствола скважины и забоя от цементной и глинистой корок, образование новых каналов растворения в карбонатной породе. Поэтому кислотоструйные обработки в основном применяются в скважинах с открытым стволом.

Обработка глинокислотой - предназначена для воздействия на песчаники или песчано-глинистые породы, а также на глинистую корку. Основное условие применения - отсутствие или минимальное содержание (до 0,5%) карбонатов в породе.

Количество глинокислоты подбирают опытным путем, чтобы не допустить разрушения пород продуктивного пласта. При первых обработках рекомендуется применять 300-400 л глинокислоты на 1 м толщины пласта. Если пласты сложены трещиноватыми породами, то объем глинокислоты для первичных обработок увеличивается до 800-1000 л на 1 м толщины пласта.

Наиболее эффективна глинокислота, состоящая из 8%-и соляной кислоты и 4%-й плавиковой кислоты. Для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала не следует применять плавиковую кислоту концентрацией менее 3%. Для песчаников с большим содержанием глин максимальные концентрации соляной кислоты-10%, плавиковой кислоты-5%. Глинокислоту рекомендуют приготовлять путем растворения в соляной кислоте технического бифторид-фторид аммония.

Серийные кислотные обработки - это многократное воздействие раствором кислоты на продуктивный пласт или его отдельный интервал - применяют в тех случаях, когда однократное воздействие раствора кислоты на продуктивный пласт недостаточно эффективно.

Время повторения кислотных обработок определяют исходя из времени, необходимого для очистки забоя и извлечения отработанного раствора кислоты. Серийно можно проводить любые виды рассмотренных выше кислотных обработок.

Серийные кислотные ванны рекомендуют применять в основном при освоении скважин после бурения. Серийные термокислотные и термохимические обработки рекомендуют проводить в скважинах с интенсивным отложением парафино-смолистых веществ.

Обработки серной кислотой применяют для обработки водонагнетательных скважин, у которых призабойная зона продуктивных пластов загрязняется привнесенными закачиваемой водой механическими примесями, оксидами железа, илом, эмульгированнои нефтью и др. Серная кислота растворяет загрязняющие пласты продукты и увеличивает проницаемость пород. Это происходит благодаря обильному выделению тепла при смешении серной кислоты с водой в пластовых условиях. Например, при снижении концентрации серной кислоты с 96 до 20% (из-за смешения с водой) температура раствора повышается до 100°С.

Технология обработки скважин серной кислотой в основном такая же, что и технология солянокислотных обработок. Главная особенность технологии заключается в том, чтобы не допустить контакта серной кислоты с водой в наземном оборудовании, НКТ и эксплуатационной колонне. Углекислотные обработки применяют в скважинах, породы продуктивных пластов которых содержат карбонаты кальция и магния, а также в скважинах с асфальто-смолистыми отложениями. Углекислотные обработки применяют как в нефтяных добывающих, так и в водонагнетательных скважинах.

Неингибированную соляную кислоту от химических заводов до кислотной базы перевозят в железнодорожных цистернах, гуммированных специальными сортами резины и эбонитами, а ингибированную - в обычных железнодорожных цистернах, покрытых химически стойкой эмалью или лаком. Уксусную кислоту транспортируют также в металлических гуммированных цистернах, а плавиковую доставляют в эбонитовых баллонах.

Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических стационарных резервуарах, вместимостью 25, 50; 100 м³, защищенных кислотоупорной футеровкой (покрытие эмалями, лаками, гуммирование).

Для доставки кислоты с базы на скважины используют автоцистерны-кислотовозы, внутреннюю поверхность которых гуммируют или защищают многослойным покрытием химически стойкими эмалями или лаками.

Агрегат закачки кислоты в скважину АЗК-32 (рис. 10) предназначен для повышения эффективности использования скважин, увеличения объема добываемой нефти.

Агрегат позволяет производить, транспортировку и закачку кислотных растворов в нефтяные и нагнетательные скважины с целью воздействия на призабойную зону пласта в процессе их освоения и эксплуатации.

Рисунок 10. Агрегат закачки АЗК 32



Главным преимуществом агрегата АЗК-32 является долговечность его цистерны, представляющей из себя две емкости, каждая из которых полностью выполнена из полиэтилена низкого давления (ПНД ГОСТ 16338-17), устойчивого к воздействию кислот.

Состав и основные характеристики АЗК - 32

База а/м УРАЛ-4320-0001912-30

Тип насоса плунжерный Н-200К50

Привод насоса от тягового двигателя автомобиля

через спец. трансмиссию

Давление нагнетания

максимальное, МПа 32,0

Производительность, м³/час (л/с) 32,4 (9,0)

Вместимость цистерны, м³ 4

Масса транспортируемой агрегатом

жидкости, кг, не более 5500

Закачиваемая жидкость раствор ингибированной соляной

кислоты, соляной в смеси с плавиковой

и уксусной кислотами, серной кислоты,

неагрессивные жидкости

Габаритные размеры, мм, не более 920025003200



Рисунок 11. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны

Кроме того, при кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.



Рисунок 11. Агрегат ЦА-320

Рисунок 12. Оборудование ЦА 320



Цементировочный агрегат представляет собой палубу с установленными на ней: насосом высокого давления, мерным баком, манифольдной линией и водоподающего блока (устанавливается по желанию заказчика). Водоподающий блок в свою очередь состоит из силового агрегата (двигателя внутреннего сгорания) и центробежного насоса. В случае монтажа агрегата на шасси автомобиля привод установки осуществляется от коробки отбора мощности, в стационарном либо санном исполнении приводом, как правило, служит тракторный двигатель, смонтированный так же на палубе агрегата.



Технические характеристики ЦА-320

Рисунок 13. Автоцистерна-кислотовоз СИН-37

Автоцистерна-кислотовоз СИН-37 (аналог АТК 8-4320) применяется для транспортирования и кратковременного хранения агрессивных жидкостей. Кислотовоз СИН-37 конструктивно представляет собой автоцистерну, оснащенную центробежным насосом. Однако в отличии от обычных автоцистерн емкость кислотовоза покрыта специальным внутренним слоем устойчивым к воздействию агрессивных смесей. Это позволяет осуществлять транспортировку не только воды и нейтральных жидкостей, но и различных видов кислот и их растворов. Защитный слой емкости устойчив к температурным воздействиям за счет чего становится возможным проведение промывочных работ с помощью нагретой воды или пара. В емкость устанавливается электронный уровнемер, с помощью которого выводятся показания в кабину водителя. Из перечня транспортируемых агрессивных жидкостей, можно отметить следующие: соляная кислота HCI (любая концентрация);

соляная кислота HCI (любая концентрация);

ортофосфорная кислота H3PO4 (концентрация до 85%);

азотная кислота HNO3 (концентрация до 5%);

серная кислота H2 SO4 (концентрация до 50%);

хлор железа FeCl3 (любая концентрация);

серная кислота H2 SO4 (концентрация до 50%);

плавиковая кислота HF (концентрация до 20%);

смесь соляной и плавиковой кислот HCI/HF (концентрацией до 37/6%)

Технические характеристики



Литература

1. Акульшин А.И. Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пластов. М; НЕДРА, 1987 г.

2. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М; НЕДРА, 1989 г.

3. Бухаленко Е.И. Техника и технология промывки скважин. М; НЕДРА, 1982 г.

4. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела. УФА, ДизайнПолиграфСервис, 2002 г.

5. Середа Н.Г. Спутник нефтяника и газовика. М; НЕДРА, 1986 г.

6. Уметбаев В.Г. ГТМ при эксплуатации скважин. М; НЕДРА, 1989 г.

7. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. М; НЕДРА, 1976 г.

Размещено на Allbest.ru

...