• RU
  • icon На проверке: 6
Меню

Разработка технологии капитального ремонта скважин с использованием соляной кислотной очистки коллектора на Голицынском месторождении в Черном море

  • Добавлен: 24.01.2023
  • Размер: 45 MB
  • Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Разработка технологии капитального ремонта скважин с использованием соляной кислотной очистки коллектора на Голицынском месторождении в Черном море

Состав проекта

icon
icon
icon
icon 0)+В-2 Оглядова карта.pdf
icon plot.log
icon
icon Додаток_В.mcd
icon Додаток _Г.mcd
icon Додаток_Б .mcd
icon Додаток А.mcd
icon ДОДАТКИ.doc
icon 4.2.)+ СКО ПДФ.pdf
icon 2)+ Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.pdf
icon печать.docx
icon 4.2.)+ СКО.pdf
icon 5.)+Схема дії СКО.pdf
icon печать93-2003.doc
icon
icon Література(+).doc
icon Анотац_я(+).rtf
icon Титулка(+).doc
icon Додаток_Б .mcd
icon 8 Економика (+).doc
icon 8) Анотація для збірника.docx
icon Література(+).doc
icon Б_бл_ограф.дов_дка(+).doc
icon Анотац_я(+).rtf
icon
icon Додаток_В.mcd
icon Додаток _Г.mcd
icon Додаток_Б .mcd
icon Додаток А.mcd
icon ДОДАТКИ.doc
icon Вступ (Галицено) (+).doc
icon 2 Геолог_я (+).doc
icon 5 Система збору (+).doc
icon 6 СКО (+).doc
icon Титулка(+).doc
icon 1 Загальн_ в_домості (+).doc
icon ЗМІСТ(+).doc
icon МОЯ ДОПОВІДЬ(-).doc
icon Висновки (+).doc
icon
icon КОЛЯ МНС.bak.bak
icon Плакат 2.cdw
icon ФОРМУЛИ.docx
icon 3)МНС.bak.cdw.bak
icon Пальова фермового типу.bmp
icon 0)+ Огладова карта родовищ.cdw
icon SKO.bak
icon plot.log
icon Лист 2.bak
icon Оглядова карта.JPG
icon Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.bak
icon 3) Пальова МСП фермового типу на Голіцинському ГКР в Чорному морі.cdw.bak
icon 4.2.)+ СКО.bak
icon Плакат №2.doc
icon 3.1)МНС.bak.cdw
icon Лист 2.cdw
icon 5.)+Схема дії СКО.dwg
icon Подолянюк.bak.png
icon 3)+ Пальова МСП фермового типу на Голіцинському ГКР в Чорному морі.cdw
icon 1 лист.bak
icon МНС гравит-палевая.bmp
icon 2) Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.bak
icon 2)+ Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.dwg
icon МСП - обладнання.bmp
icon розрез.JPG
icon СКО2.TIF
icon SKO.cdw.bak
icon Схема СКО.bmp
icon 1)+ Стратеграфічний розріз Голіцинського родовища.cdw
icon 4.2.)+ СКО.dwg
icon 0) Огладова карта родовищ.cdw.bak
icon 5.)Схема дії СКО.bak
icon Схема СКО.cdw
icon 0)+В-2 Оглядова карта.dwg
icon №).bak.cdw.bak
icon 4) СКО.cdw
icon Лист 2.png
icon МСПшка5.bmp
icon Стратеграфічний розріз Голіцинського родовища.cdw.bak
icon Плакат 2.bak
icon CКО.cdw.bak
icon 2.1) Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.dwg
icon Подолянюк.bak.cdw
icon 4.1)CКО.cdw
icon СКО1.TIF
icon
icon Рисунок №18 --А-4-06- 2009---.tif
icon Рисунок №17 --А-4-06- 2009---.tif
icon СКО1.TIF
icon Чертеж3.bak
icon Чертеж3.dwg
icon Рисунок №16 --А-4-06- 2009---.tif
icon умовні позначення.bmp
icon Подолянюк.bak.bak
icon 1.jpg
icon КОЛЯ МНС.bak.png
icon Слайд 1.jpg
icon 4.2.)+ СКО В-2.dwg
icon 7 ОП (+).docx
icon 4. Експлуатація(+).doc
icon 8 Економика (+).doc
icon Завдання(+).doc
icon
icon Задача.docx
icon Роздел 7 ОП (Веталь Лесев).doc
icon Таблиця 7.docx
icon Зображення відсканованe12 024.jpg
icon 7 ОП (леся кинула).docx
icon Зображення відсканованe12 025.jpg
icon 310_.doc
icon Зображення відсканованe12 023.jpg
icon 7 ОП.docx
icon 744.doc
icon СКО русский.doc
icon 1.jpg
icon 3 Проектування МСП (+).docx
icon
icon
icon CКО.cdw
icon Проф_л_.cdr
icon MONOPOD.CDW
icon Формули.cdw
icon Структурна.cdr
icon
icon Титулка.doc
icon Завдання.doc

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Плакат 2.cdw

Плакат 2.cdw

icon 3.1)МНС.bak.cdw

3.1)МНС.bak.cdw

icon Лист 2.cdw

Лист 2.cdw

icon 5.)+Схема дії СКО.dwg

5.)+Схема дії СКО.dwg

icon 3)+ Пальова МСП фермового типу на Голіцинському ГКР в Чорному морі.cdw

3)+ Пальова МСП фермового типу на Голіцинському  ГКР в Чорному морі.cdw

icon 2)+ Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.dwg

2)+ Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.dwg

icon 1)+ Стратеграфічний розріз Голіцинського родовища.cdw

1)+ Стратеграфічний розріз Голіцинського родовища.cdw

icon 4.2.)+ СКО.dwg

4.2.)+ СКО.dwg

icon Схема СКО.cdw

Схема СКО.cdw

icon 0)+В-2 Оглядова карта.dwg

0)+В-2 Оглядова карта.dwg

icon 4) СКО.cdw

4) СКО.cdw

icon 2.1) Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.dwg

2.1) Структурна карта продуктивного горизонту Голіцинського родовища.dwg

icon Подолянюк.bak.cdw

Подолянюк.bak.cdw

icon 4.1)CКО.cdw

4.1)CКО.cdw

icon Чертеж3.dwg

Чертеж3.dwg

icon 4.2.)+ СКО В-2.dwg

4.2.)+ СКО В-2.dwg

icon СКО русский.doc

ГОСУДАРСТВЕННОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
по кислотным обработкам
продуктивных горизонтов.
1 Данный регламент устанавливает порядок проектирования подготовки процесса последовательность проведения технологических операций и осуществления кислотных обработок скважин порядок выбора объектов обработки перечень материалов и реагентов которые могут использоваться в процессе кислотного действия на производительный пласт.
2 Целью данного регламентирует систематизация существующих методов кислотного действия и повышения эффективности их использования для возобновления и увеличения производительности газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях и подземном хранилище газа.
3. Регламент предназначенный для инженерно-технических работников которые занимаются проектированием и проведением кислотных обработок скважин.
1 Кислотные обработки газовых газоконденсатных и нагнетательных скважин предназначены для возобновления начальной проницаемости производительных пластов по завершении бурением растворение загрязнений полученных в процессе эксплуатации скважины и повышения производительности пластов после капитального ремонта скважин.
2 Кислотная обработка пластов осуществляется в скважинах оборудованных исправной эксплуатационной колонной при наличии чистого забоя и гидродинамической связи с производительным пластом что обеспечивает продавливание в пласт необходимых для осуществления процесса технологических растворов при давлениях на устье скважины равных или меньше давлению опрессовки эксплуатационной колонны и с производительностью не меньше
3 Для повышения производительности скважины могут быть использованы солянокислотные обработки глинокислотные обработки обработки с использованием пенокислотних и газокислотных систем обработки с использованием поверхностно-активных кислотных растворов комбинированные обработки с использованием кислотных растворов.
УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ.
Эффективность кислотных обработок зависит от большого количества факторов которые встречаются во время проведения конкретного метода интенсификации. Это могут быть как геолого-промысловые так и технологические факторы. К геолого-промысловым относятся следующие факторы - стадия разработки залежи тип породы состав породы смачиваемость породы тип коллектору проницаемость коллектору неоднородность коллектору за проницаемостью пластовое давление пластовая температура насыщенность породы тип жидкости насыщения и другие. К технологическим факторам относятся тип кислоты что используется концентрация кислоты технология обработки количество обработок и другие.
Стадия разработки залежи. Разработка залежи может проходить начальную среднюю и завершающую стадию. Осуществление кислотной обработки на начальной стадии является наиболее эффективным через максимальное растворение кислоторастворимых компонентов породы и привнесенных примесей. Поэтому на начальной стадии разработки газоконденсатной или газовой залежи осуществляют самые простые стандартные технологии солянокислотной или глинокислотной действия на призабойную зону пласта. Поскольку на средней стадии разработки положу осуществление стандартных кислотных обработок может приводить к сужению интервала разработки производительных прпластков или к прогрессирующему обводнению за отдельными пропластками то необходимо применять усовершенствованные или модифицированные технологии кислотного действия. На поздней стадии разработки залежи основным заданием является подключение к разработке незадействованных или мало задействованных участков производительного пласта а также борьба с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин. Поэтому на поздней стадии разработки залежи должны в основном использоваться направленные и комбинированные методы кислотного действия на призабойную зону пласта а также те технологии кислотной обработки что направлены на устранение осложнений.
Тип породы. ГАО «Черноморнефтегаз» разрабатывает продуктивные залежи коллекторы в которых представлены известняками или песчаниками. Для обработки карбонатных пород могут использоваться соляная кислота смеси соляной с уксусной кислотой Для обработки теригенних пород с карбонатным цементом могут использоваться соляная уксусная кислоты растворы фтористоводородной кислоты а также смеси соляной уксусной кислот с фтористоводородной. Для обработки теригенних пород с комбинированным карбонатно-глинистым цементом могут использоваться смеси солянойи уксусной кислот в смеси с фтористоводородной.
Состав породы. Поскольку даже в пределах одной залежи минералогический состав породы может изменяться достаточно в широких границах то знание состава породы обеспечивает получение максимального технологического эффекта от кислотного действия. Например преобладающее содержание известняка в карбонатной породе производительного пласта обеспечивает максимальный эффект от использования только самой соляной кислоты. Увеличение содержания доломита в карбонатной породе приводит к необходимости использование более активных кислот таких как азотная. Указанная кислота может использоваться как самостоятельно так и в смеси с соляной кислотой. Присутствие сульфатосодержащих компонентов в карбонатной породе приводит к необходимости использование специализированных солянокислотних систем на основе хлорида кальция либо натрию либо калию за концентрации до 20%. Подобная картина характерная и для теригенних пород. Глинистый цемент таких пород может быть представлен разными глинистыми компонентами – монтморилонитами каолинитами гидрослюдами и другими. В ряду монтморилонит каолинит гидрослюда их растворимость в фтористоводородной кислоте замедляется. А тому при преобладающем содержании гидрослюди в глинистом цементе необходимо использовать исключительно фтористоводородную кислоту в смеси с другими кислотами. При преобладающем содержании монтморилонита или каолинита в глинистом цементе во время глинокислотной обработки кроме фтористоводородной кислоты также можно использовать кремнийфтористоводородную или борофтористоводородную кислоты.
Смачиваемость породы. Многообразие компонентного состава породы в определенных условиях вызывает к определенным осложнениям во время нагнетания кислотного раствора в пласт. Это связано с гидрофобним характером насыщения определенных порових коллекторов (то есть пласт лучше напитывается углеводородной жидкостью чем водным раствором). В условиях пластов с низкими показателями приемистости нагнетания водного кислотного раствора может повлечь к отсутствию ее фильтрации. Поэтому для обработки гидрофобних пластов необходимо использовать кислотные системы с поверхностной активностью или улучшенной проницаемой способностью. Для обработки пластов с нейтральной характеристикой насыщения можно использовать все известные технологии кислотного действия.
Тип коллектору. Продуктивный пласт может представлять собой либо поровий либо трещинный коллектор.
Поровий характер коллектору для проведения стандартной кислотной обработки требует нагнетания кислотного раствора с невысокими показателями вязкости (до 10 мПас).
Для трещинного характера коллектора наоборот характерные кислотные обработки с использованием потокоотклоняющих агентов вязкокислотних систем.
Проницаемость коллектору. Низкие показатели проницаемости производительного пласта требуют нагнетания кислотного раствора с невысокими показателями вязкости или кислотных систем с полимерам которые подлежат термокислотной деструкции. Увеличения показателей проницаемости производительного пласта требуют нагнетания вязкокислотних и углеводородных систем. Щилинни коллекторы которые характеризуются высокими показателями проницаемости требуют использования направленных технологий кислотного действия.
Неоднородность коллектору за проницаемостью.
Неоднородный за проницаемостью коллектор в случае использования стандартных кислотных обработок вызывает к росту неоднородности разработки через обработку предыдущих пропластков. Поэтому для подключения мало задействованных в разработке пропластків в таких условиях необходимо использовать исключительно направленные кислотные обработки.
Пластовое давление. В производительных пластах с давлением что является не меньшим гидростатического можно использовать подавляющее количество разработанных технологий. При снижении пластового давления что является меньшим гидростатического необходимо использовать исключительно пенокислотные газокислотные та спиртокислотные растворы.
Пластовая температура. Температура производительного пласта играет важную роль при проведении кислотной обработки что связано с влиянием температуры на конкретный тип реагента. Кроме того рост температуры вызывает к росту активности кислотного раствора (в большинстве случаев). Поэтому рост пластовой температуры требует использования замедленно действующих кислотных систем. Механизм замедления скорости растворения породы кислотным раствором может быть разнообразным.
Количество обработок. Рост количества проведенных кислотных обработок приводит к снижению их эффективности. Поэтому количество однотипных кислотных обработок даже с ростом объемов нагнетания на одной скважине не должно превышать трех операций. Следующие кислотные обработки должны существенно изменять характер взаимодействия породы с кислотой. Например обычные солянокислотные обработки пенокислотные обработки вязкокислотные обработки кислотные обработки с предыдущим нагнетанием щелочного раствора и другое.
ХАРАКТЕРИСТИКИ КИСЛОТ И ИХ ДОБАВОК
ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ РАСТВОРОВ.
Для возобновления производительности продуктивных пластов используются следующие кислоти их составляющие: соляная – HCl фтористоводородная – НF уксусная – CH3СООН. Ниже приводятся физико – химические характеристики данных кислот.
1.Соляна кислота (НСL)
Хлорид водорода (HCl) представляет собой безцветный газ с плотностью 1639 кгдм3. Точка кипения хлорида водорода составляет минус 85 °С. Його критическая температура ровная плюс 51 °С а критическое давление 82 МПа. При отсутствии воды (влаги) указанный газ при обычных температурах не взаимодействует с большинством металлов и их окислами.
На воздухе хлорид водорода дымит в следствии образования с парами воды капель тумана. Газ является хорошо растворимым в воде – один объем воды при 0 °С растворяет 507 объемов HCl.
Во время растворения хлорида водорода в воде выделяется теплота в количестве 72 кДжмоль.
Раствор хлорида водорода в воде называют соляной кислотой. Она относится к сильным кислотам. На практике может использоваться максимально по содержанию 366% раствор соляной кислоты плотность которой составляет 1190 кгм3 при 20 °С. Соляна кислота очень корозионноактивная разъедает все металлы за исключением платины та золотая. Большинство солей является хорошо растворимыми соединениями. Важкорозчинними есть только хлориды серебра и свинца. При смешивании концентрированных растворов соляной кислоты со снегом происходит резкое понижение температуры. Да 25 % раствор соляной кислоты замерзает при температуре минус 86 °С.
Реакции растворения карбонатной породы соляной кислотой происходят за следующей схемой:
CaCO3 + 2 HCl = CaCl2 + H2O + CO2
CaCO3 MgCO3 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2
Продукты реакции кислоты с породой – хлорид кальция и хлорид магния являются хорошо растворимыми в воде соединениями что обеспечивает их исключение из призабойной зоны пласта в процессе освоения или эксплуатации скважин. Двооксид углероду СО2 (углекислый газ) может существовать в растворе в виде газообразной фазы или в водорастворимой форме. Критические константы для двоокиси углерода составляют – критическое давление Ркр = 729 МПа критическая температура tкр = 31 °С. Таким образом при температурах ниже плюса 31 °С и давлению выше при 729 МПа реакция проходит без выделения СО2 в газообразной форме. В других случаях реакция взаимодействия карбонатной породы с соляной кислотой проходит с выделением газообразного двоокиси углерода. Углекислый газ в обычных условиях бесцветный газ более тяжелый воздуха. Растворимость СО2 в воде небольшая: 1 объем воды при 0 °С растворяет 17 объему СО2 а при 20 °С – только 088 объема.
При увеличении содержания соляной кислоты до 20% скорость растворения карбонатной породы постоянно увеличивается. Последующее увеличение концентрации HCl в зависимости от породы которую используют может и увеличивать и понижать скорость растворения. Установлено что известняк по растворяющей способности резко выделяется от мрамора и кальцита. Скорость его растворения является значительно высшей чем в случае двух других природных материалов. Особенно эта разница растет с увеличением концентрации кислоты в растворе.
Повышение температуры приводит к увеличению скорости реакции кислоты с карбонатной породой. Да при повышении температуры на 40 °Со скорость реакции растет в 2 – 25 раза. Установлено что наибольшее влияние увеличения температуры происходит в интервале 20 – 100 °С. В интервале от 100 до 150 °С темп роста скорости реакции уменьшаются до 16 раза а при температурах выше 150 °С почти не влияет на скорость растворения.
Влияние давления на скорость реакции обычно связано с условиями при которых происходит взаимодействие соляной кислоты и карбонатной породы.
Если реакция проходит без выделения газообразного СО2 то давление практически не влияет на скорость реакции. Если же реакция проходит с выделением газообразного СО2 то увеличение давления приводит к замедлению скорости реакции. Время полураспада (уменьшение концентрации кислоты вдвое) соляной кислоты при взаимодействии с мрамором увеличивается при давлении 5–9 МПа по сравнению с атмосферными условиями в 8 – 9 раз.
Минералогический состав производительного пласта существенно влияет на механизм растворения породы соляной кислотой. Глубина проникновения активной кислоты в карбонатных порових каналах составляет доли сантиметра. Под действием кислоты в породе формируется самостоятельные каналы растворения. При этом скорость развития каналов практически совпадает со скоростью проникновения кислоты в пористую среду. Образование каналов растворения в породе приводит к резкому увеличению расходов раствора что фильтруется в пласт и росте концентрации соляной кислоты в отработанном растворе. Исследования влияния разных факторов при течении соляной кислоты в щели карбонатной породы показали что скорость растворения породы зависит и от скорости закачки и от типа трещины и от ширины трещины. Установлено что при одинаковой высоте щели увеличение скорости течения кислоты приводит к увеличению скорости растворения мрамора. Однако при малых значениях скорости течения скорость растворения изменяется очень мало.
Увеличение сульфатизации карбонатной породы замедляет процесс растворения. Время нейтрализации кислотных растворов чистым кальцитовым или доломитизованым известняком составляет 30 – 50 минут. Увеличение содержания сульфата кальция – CaSO4 до 10 – 12 % повышает время нейтрализации до 70 – 90 минут а при 34 % содержания CaSO4 – до 4 часов и больше.
Растворимость продуктивных теригенних пород в солянокислотних растворах носит более сложный характер. Растворимость таких пород в основном связана с либо карбонатным либо глинистым либо смешанным карбонатно-глинистым цементом. Растворимость эоценовых песчаников изменяется подобно кислотности при чем суммарная растворимость вдвое больше от карбонатності. Это свидетельствует о том что соляная кислота кроме растворения карбоната также взаимодействует частично с глинистыми компонентами породы. При обработке образцов горных пород с карбонатностью 42% пористостью 14% но проницаемостью 2нм2 установлено что наибольшая степень нейтрализации кислоты (ССо = 004) и соответственно максимальная удельная растворимость породы достигается во время прокачки первого порового объема солянокислотного раствора когда в поровому пространстве есть избыток породы. Соответственно реакция заканчивается еще в процессе фильтрации раствора и выдерживать кислоту в порових каналах не нужно. Второй поровий объем нейтрализуется лишь наполовину к ССо = 056 в связи с переходом к состоянию избытка кислоты относительно растворимых компонентов породы в той части порового пространства в которой осуществляется ее фильтрация. Во время фильтрации последних порций 10 % раствора НС1 она практически не работает ибо степень нейтрализации кислоты составляет ССо = 096. При этом вынесение окислов снижается до 005 от начального содержания в связи с отсутствием доступа к растворимым компонентам породы. Затрата 10 % раствору НС1 на растворение глинисто-карбонатного материала песчаников составляет 13 – 18 млг независимо от соотношения окислов двох- и трехвалентных металлов.
Набухание сухой глины в водных растворах соляной кислоты зависит от концентрации кислоты. Да при малых добавках (до 01 %) HCl к воде отекания глины меньше чем в дистиллированной воде. Последующее увеличение концентрации HCl до 075 – 1 % приводит к увеличению степени отекания. При 075 % содержании HCl набухание сухой глины такое же как в дистиллированной воде. Увеличение концентрации HCl от 1 % до 25 % опять приводит к снижению отекания при резком сокращении этого периода. Эта тенденция хранится и при увеличении концентрации HCl до 30 %. Выдержка гидратированной глины в солянокислотних растворах приводит к снижению степени набухания. Максимальное его уменьшение наблюдается для 5 % раствора HCl. При этом весь процесс снижение набухания глины проходит медленно и заканчивается не менее чем за 24 часа.
Солянокислотний раствор кроме влияния на отекание глинистых материалов может также и растворять их. Установлено что степень растворения глинопорошка в избытке 10% раствора соляной кислоты составляет за 5 минут 9% за 15 минут – 113 % за 60 минут – 12% за 360 минут – 14 %. Увеличение концентрации кислоты до 20 % практически не влияет на растворимость глины. Частичная растворимость глинопорошку свидетельствует что соляная кислота способна изымать из кристаллических решеток глинистых материалов некоторые ее составные части. При кислотном действии в первую очередь разрушаются легкорастворимые окислы одно- и двухвалентных металлов а уже потом тяжело растворимые окислы трехвалентных металлов. При этом соединения алюминия растворяются более тяжелый чем железа.
Введение соляной кислоты в пресную воду снижает поверхностный натяг на границе с керосином не более чем на 5 – 6 мНм. При этом основные изменения поверхностному натягу происходят при концентрации соляной кислоты в воде до 1%.
2.Фтористоводородная кислота (HF).
Фторид водорода (HF) представляет собой безцветную подвижную та летучую жидкость с острым неприятным запахом. Температура ее кипения составляет +195 °С а тому при высших температурах HF представляет собой газ. Фторид водорода смешивается с водой в любых соотношениях. На воздухе он дымит в результате образования с парами воды маленьких капель раствора что вызывает трудноизлечимые ожоги при их попадании на стенки дыхательных путей. Химическая активность фторида водорода существенно зависит от присутствия или отсутствия воды. Сухой фторид водорода не взаимодействует с большинством металлов. Также он не взаимодействует с окислами металлов. Однако если реакция с окислом начнется хотя в незначительной мере то в дальнейшем она некоторое время происходит с самый ускорением так как в результате реакции образуется вода что убыстряет этот процесс (автокаталитическая реакция).
Водный раствор фторида водородакоторый называется фтористоводородной кислотой (или плавиковой) взаимодействует с большинством металлов. Исключение составляют только серебро золото платина иридий и родий. При этом необходимо отметить что во многих случаях реакция кислоты происходит только на поверхности после чего металл блокируется от последующей реакции слоем тяжелорастворимой соли. На практике преимущественно используется 40 % водный раствор HF который еще называют плавиковой кислотой. Густота 40 % раствору кислоты составляет 1130 кгм3 при 20 °С. Иногда в промышленности может также использоваться 60 % или 70 % раствор HF. Техническая плавиковая кислота за обычай содержит ряд примесей – железо свинец мышьяк кремнийфтористоводородную кислоту диоксид серы молекулы фтора и другие.
Присутствие молекул фтора в водном растворе кислоты является особенно опасным при их практическом использовании. При выливании фтористоводородной кислоты в емкость с поврежденным или отсутствовал защитным слоем возможное выделение молекул водорода в результате взаимодействия кислоты с железом. Взаимодействие соединений фтора и водорода сопровождается значительным выделением тепла:
H2 + F2 = 2 HF + 130ккал
Реакция проходит в основном с взрывом который происходит даже при сильном охлаждении газов и в темноте. Смесь фтора с водородом способна создать удельный импульс 410 с. Безцветное пламя что возникает при взаимодействии этих газов может достигать температуры до 4500 °С. Про возможность протекания этой реакции свидетельствует промышленный опыт (а точнее нарушение правил заполнения емкостей кислотными растворами). Поэтому плавиковую кислоту необходимо заливать в емкость только после ее заполнения соляной кислотой или водой.
Только фтористоводородная кислота и ее производные способные среди всех других кислот что используется в нефтепромышленном деле взаимодействовать с кремнийсодержащими материалами. Реакция кислоты из диоксидом кремния и стеклом происходит с образованием фторида кремния:
Скорость реакции фтористоводородной кислоты из диоксидом кремния увеличивается с температурой. Да при повышении температуры от 25 до 50 °С и 50 до 80 °С она приблизительно увеличивается в два раза. Повышение давления как и в случае с соляной кислотой способствует замедлению скорости реакции HF с породой за счет сохранения в растворе газообразного SiF4. Фторид кремния SiF4 с избытком HF образует кремнийфтористоводородную кислоту которая является растворимой в воде.
Фтористоводородная кислота значительно активнее по отношению к СаСО3 чем к глинам и менее активная к SiO2 (песок кварц). При контакте HF с карбонатной породой образуется нерастворимый фторид кальция – СаF2:
Образование CaF2 в пластовых условиях особенно в поровому коллекторе способствует закупориванию порових каналов. То есть использование фтористоводородной кислоты в таких условиях вместо увеличения проницаемости может привести к частичной или полной блокировке производительного пласта что обрабатывается кислотным раствором. Но в этом отношении кремнийфтористоводородная кислота – H2SiF6 является более опасной чем HF. Кремнійфтористоводородная кислота в пластовых условиях может взаимодействовать с ионами К+ Na+ Ca2+ Mg2+ NH4+:
Только фторсиликати кальция магнию и аммонию являются растворимыми в воде соединениями. А фторсиликати натрию и калию образуют в пласте нерастворимый желеподобный осадок который может не только снизить эффективность кислотного действия а даже полностью закупорить порові каналы. Поэтому при использовании HF необходимо кислотный раствор готовить на пресной воде а при его закачке предотвращать контакт кислоты с пластовой водой.
Учитывая сложный характер взаимодействия самой HF с породой и составными компонентами пластовой воды фтористоводородную кислоту необходимо использовать только в смеси с соляной. Такая смесь кислот получила название глинокислота или грязева кислота (от способности растворять глину). В этом случае предупреждается вероятность образования осадка фторида кальция при контакте HF с карбонатными породами. 1 м3 глинокислотного раствора что содержит 12 % HC1 и 3 % HF способен растворить 60 кг глинозема и 650 кг СаСО3. Фтористоводородная кислота может также использоваться и в смеси с другими кислотами например с муравьиной либо уксусной либо фосфорной.
При исследовании реакции глинокислотних растворов с компонентами которые образуют породу установлено что наиболее высокая скорость взаимодействия наблюдается для глин на протяжении первых двух часов а для кварца – на протяжении первого часа. При этом для разных пород существует разная минимальная остаточная концентрация HF в растворе после достижения которой скорость реакции резко замедляется. Для глинисто-карбонатных песчаников и глинопорошку при взаимодействии с глинокислотою наблюдается подавляющее вынесение кальция магния и железа что обусловлено структурой минералов (гидрослюды и монтмориллонита) из которых в основном они складываются. При растворении силикатов глинокислотним раствором сначала происходит вынесение межслоевых катионов потом алюминия и других элементов которые находятся в тетраэдрах и дальше расписание самих кремнистих тетраэдров.
Особенно специфическим является взаимодействие глинокислотного раствора с полимиктовим песчаником что содержит от следов (001 %) до 45 % карбонатного цемента и от 2 до 30 % глинистого цемента. Это может быть каолинит от 004 до 28 % гидрослюда от 002 до 6 % хлориты (шамозити) от 006 до 5 % полевые шпаты от от 001 до 2 %титановий цемент от 003 до 1 % пирит от 004 до 4 % лейкоксен от 03 до 15 % глауконит от 04 до 55 %. Вид цементации теригенних пород таким полимиктовим цементом является разным – от базального к пленочному. В целом полимиктовые песчаники по характеру взаимодействия с кислотным раствором могут быть разделены на пять групп. Установлено что глинистые материалы разных месторождений не одинаково взаимодействуют с глинокислотним раствором что связано с минеральным составом глинистых материалов. А состав их достаточно неоднородный. Да глинистые частицы могут содержать от 20 до 90 % каолинту от 5 до 50 % гидрослюди от 10 до 65 % смешанно-слоевой фазы гидрослюди-монтмориллонита с преимуществом последнего от 5 до 20 % хлорита. Анализ нерастворимых остатков глинистых фракций показал что не все глинистые материалы растворяются фтористоводородной кислотой. Сравнение дифрактограм тонкодисперсних фракций и соответствующих им нерастворимых остатков указывает на отсутствие в остатках каолинита монтмориллонита хлорита смешанно-слоевой фазы с монтмориллонитом и хлоритом. В то же время частица гидрослюд в нерастворимых остатках резко увеличивается. При этом прослідковується взаимосвязь между скоростью растворения глинистых материалов и содержанием в них гидрослюд (то есть чем больше судьба в них гидрослюд тем скорость растворения породы меньше). Это свидетельствует о том что гидрослюда является наиболее стойким материалом при действии глинокислотного раствора. Поэтому в пластах где основную массу глинистых материалов составляет гидрослюда эффективность глинокислотних обработок будет низкая. Существенно влияет на эффективность обработки и тип глинистых материалов. Да в случае привнесенных глинистых материалов их растворимость в глинокислоте является лучше чем в случае природных глинистых компонентов.
Малые дополнения HF к воде (005 %) вызывает снижение отекания сырой глины по сравнению с дистиллированной водой. Да коэффициент увеличения объема снижается с 224 до 218 при этом процесс длится 295 часов. Последующее увеличение концентрации HF до 7 % хоть и не приводит к изменению величины отекания но способствует сокращению времени максимального отекания до 3 часов. Увеличение концентрации HF выше 7 % опять приводит к уменьшению коэффициенту до 211. Кроме того растворы фтористоводородной кислоты способны снижать объем гидратованой глины но степень их уменьшения незначительная. Пластовые глины типа монтмориллонітових отличаются наибольшей способностью к отеканию в пресной воде и наименьшей – в растворах электролитов. После глинокислотної обработки они теряют способность отекать. Установлено что указанные глинистые породы за 4 часа полностью распадаются в дистиллированной воде. В то же время образцы после их обработки глинокислотним раствором что вмещал 7% HF в течение 24 часов полностью сберегли свою форму в течение 5 месяцев. По прочности они несколько уступают образцам в сухом виде.
Фтористоводородная кислота может быть получена из ее соли при контакте с сильной кислотой например соляной. Для получения HF используют ее следующие соли: либо фторид либо биторид либо біфторид-фторид. При использовании фторида аммонию (ФА) для получения одной молекулы HF необходима одна молекула соляной кислоты.
кг бифторида амония равен 155л 40% плавиковой кислоты.
Использование бифториду аммонию (БФА) есть более эффективное – на одну молекулу HCl выделяется две молекулы HF:
При избытке или недостаточности бифториду аммонию в растворе соляной кислоты он выпадает в осадок. Установлено что с увеличением концентрации соляной кислоты с 5 до 15 % выпадение БФА из раствора уменьшается с 24 до 1 % начальной ее концентрации а с повышением температуры с 20 до 80 °Со стабильность раствора увеличивается в 2 – 3 раза. Дополнение уксусной кислоты дополнительно уменьшает выпадение БФА на 60 – 80 % (оптимальной концентрацией кислоты является 2 %). С этой точки зрения самым стабильным является раствор с 3% біфториду аммонию. Рост концентрации БФА более 10 % приводит к резкому выпадению соли. Исследования показывают что химическая активность осадка что выпал является меньшей а густота – больше. А тому последнюю порцию кислоты с осадком БФА нагнетать в пласт не рекомендуется.
Біфторид-фторид аммония представляет собой хорошо растворимую в воде соль (с содержанием 92 – 97 % основного вещества) смеси фторида и бифторида аммония. Продукт который выпускается Винницким химкомбинатом содержит 19 – 22 % NH4F и (70 – 73 %) бифторида аммония. Растворимость БФФА в воде увеличивается с ростом температуры. Растворимость амонийной соли при увеличении температуры от 0 до 80 °С растет с 719 до 118 г на 100 г воды. При температуре 20 °С растворимость бифторид-фторид аммонию в 100 г воды составляет 826 г. При реакции с соляной кислотой количество HF что выделяется будет зависеть от соотношения компонентов в смеси:
(NH4FHF)NH4F + 2HCl = 2NH4Cl + 3HF
При взаимодействии с кислотой с БФФА выделяется приблизительно 34 – 35 % HF. При растворении амонійних солей фтористоводородной кислоты в соляной кислоте образуется также и хлорид аммонію который препятствует выпадению в осадок соединений кальция и магния за счет вторичных реакций в процессе обработки.
Исследования на дезинтегрованных образцах показали что растворимая способность кислотных растворов зависит как от состава глинокислотного раствора так и от состава породы. Да при увеличении концентрации соляной кислоты с 10 % до 15 % растворимость карбонатного та каолинтового цемента повышается. Растворимость карбонатного цемента в солянокислотном растворе с добавкой 3 % БФА выше чем без него. Увеличение концентрации бифторида аммонию приводит к снижению растворимости породы. Да в случае каолінітового цемента при увеличении его содержания в керне общая растворимость цементирующего вещества уменьшается. Повышение концентрации БФА с 3 % до 6 % приводит к увеличению растворимости каолинитового цемента. Последующее его увеличение приводит к снижению эффективности действия глинокислотного раствора. При фильтрации глинокислотного раствора одного состава (15 % HCl + 6 % БФА) через образцы горных пород установлено что лучшие показатели увеличения проницаемости характерные для кернов с преобладающим содержанием каолинитового цемента. При этом увеличение концентрации бифторида аммонию до 10 % приводит к резкому снижению коэффициенту повышения проницаемости. Поэтапное влияние на теригенную породу кислотными растворами разного состава дают лучшие результаты по увеличении проницаемости кернов чем в случае использования одинарных кислотных растворов. В ходе исследований установлено что в результате трехэтапного влияния (последовательное нагнетание 15 % раствора HCl смеси 15 % HCl и 3 % БФА и опять смеси 15 % HCl и 6 % БФА) проницаемость образцов последовательно увеличивается на 28 – 30 % на 100 % на 38 %. Увеличение частицы хлоритового и гидрослюдистого цемента в составе породы приводит к снижению эффективности глинокислотного влияния как и в случае фтористоводородной кислоты.
3.Уксусная кислота (CH3COOH)
Представляет собой безцветную жидкость (температура плавления +17 °С температура кипения +118 °С) что есть доброе растворимым в воде соединением. В воде уксусная кислота ведет себя как слабая кислота (К = 1810-5).
Ацетаты кальция и магния что образуются в результате взаимодействия являются хорошо растворимыми в воде. Зависимость скорости растворения карбоната от концентрации носит сложный характер. В интервале концентраций от 0 до 15 % увеличение содержания уксусной кислоты приводит к росту скорости растворения карбонатной породы. При последующем росте концентрации кислоты скорость растворения начинает постепенно уменьшаться. Такой характер взаимодействия связан с особенностью большинства слабых кислот – снижением степени диссоциации кислоты с ростом ее содержания. То есть рост концентрации уксусной кислоты приводит к росту количества кислоты что находится в молекулярном состоянии (не способна принимать участие во взаимодействии с породой пока не состоится ее диссоциация в растворе).
А это соответственно приводит к снижению скорости растворения. Увеличение температуры от 20 до 80 °С приводит к росту скорости растворения мрамора почти в 10 раз. Последующий рост температуры особенно к температуре 200 °С приводит к снижению скорости растворения. Да при температуре 200 °Со скорость растворения известняка является меньшей чем при температуре 100 °С.
Дополнительное введение в раствор CH3COOH разных поверхностно-активных веществ обеспечивает снижение растворимости мрамора. Наиболее эффективным замедлителем среди ПАР является анионактивный ДС-РАС. Его преимущества особенно ощутимые при высоких температурах взаимодействия. Аэрация 10 % раствора уксусной кислоты что содержит ПАР позволяет дополнительно снизить растворяющую способность кислотной системы. Для кислотной пены наиболее эффективным поверхностно-активным веществом является ОП-7. Пинокислотни растворы с использованием катапіну А та ДС-РАС обеспечивают приблизительно одинакову скорость растворения. Коррозийная активность карбоновых кислот в сравнении с соляной кислотой является меньшей. Увеличение температуры также увеличивает скорость коррозии стали в растворах органических кислот. Но при росте температуры до 200 °С коррозийная активность карбоновых опять уменьшается. Дополнительное введение промышленных ингибиторов коррозии позволяет эффективно защищать поверхность подземного оборудования при температурах до
В нефтепромышленном деле также используются кислотные стоки – смесь разных карбоновых кислот с преобладающим содержанием углеродного радикалу С1 – С4.
Хлорпохидни уксусной кислоты являются более сильными кислотами чем исходная кислота. Возможное использование трех производных хлоркарбонової кислоты: монохлороцтової кислоты С1СН2СООН (константа диссоциации кислоты составляет К = 1610-3) дихлороцтової кислоты С12СНСООН (константа диссоциации кислоты составляет К = 510-2) и трихлороцтової кислоты С13ССООН (константа диссоциации кислоты составляет К = 1310-1). Их применение позволяет увеличить удельную растворяющую способность раствора. Из одной тонны такой кислоты можно приготовить в 35 раза больше кислотного раствора чем из соляной кислоты. При этом скорость растворения карбоната хлоркарбоновими кислотами на порядок ниже за солянокислотним раствором. Известные две кислотные системы которые содержат хлоркарбонові кислоты. Первая система известна под названием Крот” и содержит хлороцтову кислоту ингибитор коррозии ПАР и стабилизатор. Используется кислотная система в виде 13 – 18 % раствора. Установлено что 15 % раствор Кроту” уменьшает скорость растворения карбонатной породы в сравнении с 15 % раствором НС1 при температуре 95 °С с 209 до 022 кгм2хв а при температуре 120 °С – с 967 до 053 кгм2хв. При этом также уменьшается скорость коррозии. Да скорость коррозии стали Р-105 при температуре 95 °С уменьшается с 256 (для 15 % НС1) до 42 гм2год а при температуре 120 °С – с 969 до 127 гм2год. Кислотная система под названием Волга” содержит соляную кислоту хлорууксусную кислоту ингибитор коррозии ПАР и стабилизатор. Скорость растворения карбоната 15 % раствором Волги” составляет при температуре 95 °С 013 – 031 кгм2.хв а при температуре 120 °С – 028 – 05 кгм2.хв. Скорость коррозии той же стали при тех же температурах составляет соответственно 102 – 164 гм2год и 166 – 247 гм2год. Указанные кислотные системы Крит” и Волга” в основном используются для обработки теригенно-карбонатных и карбонатных коллекторов для деблокирования закальматированной призабойной зоны (в том числе и вязкими углеводородами) для увеличения приемистости нагнетательных скважин.
4. Добавки до кислотного раствора.
Добавочными компонентами до кислотного раствора кроме кислоты и воды также служить ингибиторы кислотной коррозии стабилизаторы замедлители скорости растворения поверхностно-активные вещества загустители.
4.1. Ингибиторы кислотной коррозии.
Ингибиторами коррозии называются вещества к при добавлении в коррозийную среду значительно снижают скорость коррозии металла. Защитное действие ингибиторов основано на образовании (адсорбции) на поверхности металлов защитных пленок. Во-первых адсорбированное вещество на поверхности металла изменяет распределение заряда в двойном электрическом слое в результате чего происходит либо замедление либо ускорение одного из элементарных процессов электрохимического растворения металла. Во-вторых адсорбция ингибиторов коррозии на поверхности металлов вызывает торможение электрохимической реакции блокировкой активной поверхности металла. При изоляции поверхности что кородирует адсорбированным веществом скорость электрохимического процесса будет пропорциональная поверхности свободной от адсорбированных частиц.
Эффективные ингибиторы кислотной коррозии должны отвечать следующим факторам: снижать скорость коррозии в 25 – 100 раз при невысоких концентрациях невысокая стоимость товарного ингибитора хорошая растворимость в кислотном растворе (как в 10 % так и в 30 % растворе кислоты) отсутствие влияния на подвижность раствора отсутствие эффекта “выщелачивания” ингибитор не должен образовывать осадка с продуктами реакции кислотного раствора то есть с ионами кальция и магния (возможное только слабое помутнение раствора что не приводит к образованию осадка на протяжении 1 – 15 суток) защитное действие ингибитора должно храниться в кислотном растворе по окончании процесса кислотного действия особенно во время исключения отработанного кислотного раствора с остаточной кислотностью быть пожаро- и взрывобезопасными не влиять на качество и процессы следующей переработки нефти.
Как ингибиторы кислотной коррозии используются в основном катионоактивные поверхностно-активные вещества что связано с их высокой адсорбцией на металлической поверхности. Основные свойства большинства ингибиторов кислотной коррозии представлены в таблице Б.1 (даны собранно из разных литературных источников).
Для высоких температур перспективными для применения есть такие ингибиторы как В-2 ПКУ И-1-А И-1-В И-2-А БА ХОСП катапин КИ КПИ. Но и в этом случае некоторые из ингибиторов обеспечивая хорошие защитные свойства не выполняют другие требования к кислотным ингибиторам. Да ингибитор И-1-А содержит нерастворимые осмоленные продукты и подобно ПБ является нестабильным в концентрированной соляной кислоте. Защитные свойства указанного ингибитора сохраняются к температуре 100 °С.
При температурах выше за 90 °С ингибуючие свойства большинства ингибиторов коррозии резко уменьшаются. Поэтому для температур выше за 100 °С предлагается использовать реагент АНП что является масляной жидкостью которая хорошо растворимая в углеводородах и ограничено в воде – до 25 % от массы раствора. Установлено что при температурах 90 – 130 °С АНП при концентрации 05 % достаточно уменьшает скорость коррозии металла марки ЭМ как в 15 % растворе соляной кислоте так и в 23 % растворе. При более высоких температурах (135 °С и выше) время выщелачивания АНП ускоряется что не позволяет его предлагать как ингибитор коррозии. Однако благодаря своим хорошим адсорбционным свойствам он создает на поверхности пленку которая способна в достаточной мере уменьшать скорость коррозии (в 25 – 3 раза). Для этой цели используют 10 % углеводородный раствор АНП. Адсорбционный слой что образуется такой смесью является достаточно стабильным при высоких температурах.
При пластовых температурах возле 130 °С достаточно эффективным есть использование ингибитора И-1-А в смеси со вторыми менее эффективными ингибиторами или веществами. Да одним из таких составов смесь 04 % И-1-А 02 % пропаргилового спирта и 08 % уротропина. Усиливать ингибуючие способность смеси 04 % И-1-А и 08 % уротропина могут также соли – 1 % сульфат натрия или 001 – 01 % йодида калию или их смесь 1 % Na2SO4 и 001 % KI.
Другим направлением ингибуючого защиты при высоких температурах является общее использование известных ингибиторов коррозии
4.2. Стабилизаторы кислотного раствора.
Стабилизаторы кислотного раствора используются для удерживания в растворе ионов железа особенно ионов трехвалентного железа. Соединения железа накапливаются в кислотном растворе еще в процессе хранения в стальных емкостях и в процессе нагнетания по насосно-компрессорным трубам или при создании кислотной ванны. Другим источником поступления соединений железа в кислотный раствор являются железосодержащие компоненты производительного пласта такие как гематит магнетит сидерит хлорит и разные глинистые материалы. В нагнетательных скважинах окислы железа накапливаются в процессе нагнетания воды.В процессе нейтрализации кислотного раствора в порових каналах происходит гидролиз соединений железа с образованием гидрооксидов железа:
Выпадение железа в осадок зависит от соотношения между ионами двох- и трехвалентных ионов. Оседание ионов Fe+3 наблюдается уже при рН приблизительно 15 и полностью завершается в виде студенистого осадка при рН приблизительно 41 (концентрация кислоты в растворе составляет 02 – 03 %). В то же время ионы Fe+2 начинают выпадать в осадок при значениях рН что составляет 65 – 75. Такое значение водородного показателя раствора достигается только через 10 – 20 часов после нагнетания кислоты в пласт. Полностью процесс оседания гидрооксида двухвалентного железа завершается при рН=91.
В качестве стабиллизирующих добавок в кислотный раствор применяют уксусную кислоту.
Изучение блокирующего действия нестабилизированных кислотных растворов на образцах теригенних пород показало что степень снижения проницаемости зависит и от времени выдержки и от соотношения объема кислоты и площади поверхности. Стабилизирующее действие уксусной кислоты основано на образовании водорастворимых соединений ацетата железа та гексаацетату железа.
Оптимальная концентрация уксусной кислоты зависит и от концентрации железа в кислотном растворе так и от пластовой температуры. Так при концентрации железа в солянокислотному растворе меньше 01 % для ее стабилизации в нейтрализованном растворе содержание уксусной кислоты должно составлять 1 %. При концентрации железа от 02 до 04 % содержание уксусной кислоты увеличивается до 15 %. При значительной концентрации железа (более 05 %) содержание уксусной кислоты в кислотном растворе для их стабилизации должно составлять 2 %. Увеличение температуры до 90 °С резко снижает стабилизирующие свойства уксусной кислоты. Да 2 % содержание уксусной кислоты обеспечивает хорошее удерживание ионов железа при температуре 50 °С. Однако уже при температуре 66 °С такое количество кислоты не обеспечивает стабилизирующих свойств. Увеличение концентрации уксусной кислоты до 5 – 10 % в этих условиях обеспечивает стабилизацию ионов железа на протяжении 5 – 10 часов соответственно. Но последующее увеличение температуры опять ухудшает стабилизирующую способность уксусной кислоты даже при повышенных концентрациях стабилизатора.
4.3.Поверхностно-активные вещества.
Присутствие поверхностно-активного вещества (ПАВ) способно эффективно изменять свойства стандартного кислотного раствора обеспечивая при этом снижение скорости растворения породы кислотным раствором снижение межфазового натяжения изменение фазовой проницаемости пласта как для воды так и для улучшение проникающей способности кислотного раствора в производительный пласт образования пенной системы за счет присутствия поверхностно-активного вещества и газовой фазы более равномерную обработку и високопроницаемых и низькопроницаемых порових каналов за счет улучшенной проникающей способности кислотного раствора снижение фильтрацинного сопротивления течения раствора в пористой среде предупреждение образования эмульсий при смешивании кислотного раствора определенного класса за счет присутствия ПАВ деемульгующего действию предупреждение образования на поверхности породы или подземного оборудования солевых отложений.
Характер влияния ПАВ на скорость растворения породы зависит от многих факторов. Взаимодействие солянокислотного раствора что содержит такие ПАВ как катапин-А карбозолин-О ОП-10 при концентрациях до 1 % при атмосферном давлении происходит с замедлением. Результатом этого является увеличение времени нейтрализации солянокислотного раствора карбонатной породой. Применение таких ПАВ как КУФ ОП-10 дисолван катапин увеличивает время нейтрализации кислотного раствора для растворения того же количества мрамора с 19 до 40 – 65с. Увеличение концентрации ПАВ также приводит к увеличению времени протекания реакции нейтрализации. Но с достижением некоторого рационального значения концентрации время нейтрализации раствора от содержания поверхностно-активного вещества не зависит. В случае карбоната рациональным содержанием ОП-10 в кислотном растворе есть 02 – 03 % а для песчаников – 01 – 02 %.
Изучение фильтрации кислотных растворов что содержит поверхностно-активное вещество на теригенних карбонатных песчаниках показало что дополнение ПАВ приводит к увеличению растворение карбоната и более равномерной обработки пласта благодаря увеличению проникающей способности раствора в малые поры и каналы. Однако в случае песчаников которые содержат незначительное количество карбоната нагнетание поверхностно-активных систем может приводить и к снижению проницаемости производительного пласта. Установлено что для таких образцов горных пород нагнетания солянокислотних и глинокислотних растворов которые содержат ПАВ приводит к снижению показателей что характерные для чистых кислотных растворов то есть поверхностно-активные вещества приводят к снижению эффективности растворения породы а в некоторых случаях и к снижению проницаемости образцов. Да в случае 10 % солянокислотних растворов для всех исследованных ПАВ наблюдается снижение коэффициенту увеличения проницаемости. При этом чем больше концентрация ПАВ в кислотном растворе тем более снижение указанного коэффициенту. При использовании концентраций поверхностно-активного вещества что превышают 15 % наблюдается некоторое замедление этой тенденции.
Установлено что дополнение ПАВ не влияет на скорость течения воды в капилляре удельная поверхность которого является относительно небольшой. Однако в поровому среде наблюдается увеличение скорости течения раствора ПАВ в сравнении со скоростью фильтрации воды в той же среде. С увеличением концентрации ПАВ до 005 % данное отклонение растет. Последующий рост концентрации более 005 % до последующего ускорения скорости фильтрации не приводит. В ходе экспериментальных исследований установлено что указанный коэффициент связан с поверхностным натягом растворов которые фильтруются через песчаник. В случае поверхностно-активных веществ которые исследовались из зменшенням поверхностного натяжения раствора скорость течения раствора ПАР может максимально увеличиваться у 137 раз.. Подбирая таким образом поверхностно-активные вещества что способны существенно уменьшать поверхностное натяжение можно значительно снизить фильтрацийнное сопротивление течения таких технологических растворов в пористой среде.
При значительном увеличении концентрации поверхностно-активного веществанаблюдается снижение эффективной вязкости с ростом градиенту скорости или напряжения сдвига.
Еще одним важным свойством поверхностно-активных веществ что широко используется в нефтепромышленном деле есть пенообразующая способность как в водных так и в кислотных растворах. Введение ПАВ в водный раствор обеспечивает значительное снижение скорости всплытия пузырьков воздуха. Дополнение к раствору ПАВ стабилизатору позволяет расширить область размеров пузырьков для которых уменьшается скорость всплытия и для которых не достаточно применения только ПАР. В таблице 2 поданные результаты исследования пенообразующей способности разных поверхностно-активных веществ.
45. Загустители кислотного раствора.
Загущенными кислотами называют кислотные системы которые содержат загуститель разного строения благодаря присутствию которого вязкость системы является высшей вязкости обычного кислотного раствора как минимум в несколько раз. За счет этого сгущенные кислоты есть во-первых замедлено действующими растворами что приводит к увеличению глубины обработки производительного пласта и во-вторых неньютоновскими жидкостями что позволяет выравнивать профиль приемистости скважин во время кислотного действия и соответственно подключать к разработке низкопроницаемые или вообще не подключенные (то есть заблокированы) продуктивные пропластки пласта.
Загущенные кислотные растворы применяются при обработке трещинных и трещинно – поровых коллекторов.
Для загущения кислотных растворов используются разные загустители как естественного происхождения так и получены синтетическими путем. Среди синтетических полимеров наиболее широко для загущения кислотных растворов используются эфиры целлюлозы – это полиакриламид (ПАА) и карбоксиметил целлюлоза (КМЦ)
Полиакриламид (ПАА) используется для загущения кислотного раствора только при невысоких пластовых температурах и во всех других случаях для изоляции пластов в высокотемпературной скважине. Это связано с тем что полиакриламид имеет ограниченную стабильность в кислотном растворе и со временем коагулирует из раствора. Так выдержка такого сгущенного кислотного раствора при температуре минус 5 °С на протяжении 10 суток практически не влияет на изменение реологических свойств.
Последующее выдерживание раствора приводит к выпадению осадка в виде полимерной пленки белого цвета. Поэтому для сгустившее кислотных растворов полиакриламид может быть использован только в случае использования таких систем в производительных пластах с пластовой температурой до 45 °С. В этих условиях процесс коагуляции ПАА происходит значительно медленнее чем нейтрализация соляной кислоты. Поэтому в низкотемпературных пластах полимер не успевает выпасть в осадок что позволяет эффективно его использовать как загуститель кислотного раствора. Для обработки пластов с температурой выше за 50 °С полиакриламид может
Полимерные загустители владеют разной загустевшей способностью а это требует для достижения некоторого заданного значения вязкости использования разного количества полимера. Например для достижения вязкости 15% раствором соляной кислоты что составляет 25 мПас необходимо использовать 045% гидроксиацетилцеллюлозы 306% полиакриламида
Благодаря присутствию полимера в кислотном растворе гидравлическое сопротивление течения жидкости уменьшается. Да при нагнетании 15 % солянокислотного раствора и 15 % сгущенной кислоты значительное уменьшение трения при ее движении наблюдается при скорости нагнетания ровной 048 м3хв. При последующем росте скорости нагнетания гидравлическое сопротивление уменьшается. При скорости 075 м3хв наблюдается уже 30 % снижение гидравлического сопротивления а при скорости 125 м3хв – 58 % снижение. В случае водного раствора КМЦнаибольшее снижение коэффициенту гидравлического сопротивления трубопровода достигается при 03 % концентрации. Да при значении числа Рейнольда 3104 снижения сопротивления составляет 12 % при Re = 6104 – уже 15 % а при Re = 105 – 18 %.
Загуститель является эффективным если он достаточно долго хранит вязкость кислотного раствора во время обработки пласта.
ВИДЫ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК.
1.Соляно кислотные обработки.
Солянокислотни обработки используются для обработки добывающих газовых газоконденсатных скважин и нагнетательных скважин производительный горизонт которых представлены карбонатными коллекторами.
1.1. Солянокислотна ванна.
На начальных этапах освоения газовых скважин с открытым забоем после бурения первым и обязательным методом интенсификации есть установление солянокислотной ванны. Для ее проведения используют 20 – 22 % раствор ингибованої соляной кислоты. Только после проведения кислотной ванны и продува скважины осуществляют кислотную обработку. Солянокислотни ванны в газовых скважинах используются также для предупреждения образования “патронных” пробок из карбонатных материалов. В этом случае осуществляют двухкратное установление солянокислотних ванн в объеме открытого забоя. Очистку скважины проводят только после проведения второй кислотной ванны. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор солянокислотної коррозии стабилизатор пресная вода углеводородный газ.
1.2. Солянокислотна обработка.
Солянокислотни обработки газовых скважин осуществляют путем нагнетания кислоты при высокой скорости нагнетания (приблизительно 25 дм3с) со следующим ее прожиманием в пласт газообразным агентом . Использование в качестве продавочной жидкости воздуха предупреждает попадание в пласт посторонней жидкости (воды или раствора). При освоении скважин за счет энергии сжатого воздуха ускоряется время вынесения продуктов реакции. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор солянокислотной коррозии стабилизатор пресная вода сжатый воздух.
1.3. Солянокислотна обработка с использованием энергии сжатого газа.
Улучшить процесс нагнетания кислоты в пласт при сохранении фазовой проницаемости позволяет следующая технология с использованием энергии газа затрубного пространства. Для этого нагнетания кислотного раствора осуществляют по НКТ при закрытой затрубнйй задвижке. После нагнетания всего объема кислоты в колонну труб осуществляют ее прожимание на забой путем сообщения затрубного и трубного пространства на устье скважине. При этом происходит расширение сжатого газа и прожимания кислоты под перепадом давления на забой скважины. Окончания прожимания определяют по стабилизации давления в затрубному и трубного пространстве. После этого одновременно в НКТ и затрубний пространство нагнетают продавочную жидкость. Газ при этом сжимается к давлению что ровный давлению начала фильтрации жидкости в пласт после чего прожимают кислоту в пласт на заданную глубину. При нагнетании продавочной жидкости необходимо поддерживать одинаковый гидродинамический уровень в затрубном и трубном пространстве. Это достигается установлением штуцеров между фланцевыми соединениями на продавочном узле. Время выдержки кислотного раствора в пласте составляет 12 часов. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор солянокислотной коррозии стабилизатор пресная вода углеводородный газ.
1.4 Солянокислотна обработка пластов с карбонатно –глинистым коллектором.
Обработка газовых скважин с коллекторами что представлены карбонатом с примесями глинистых компонентов осуществляется за следующей схемой. Сначала осуществляют промывание стволу скважины от загрязнений. Для удаления глинистого материала из призабойной зоны в пласт нагнетают под давлением воду или 05 – 1 % раствор ПАР например ОП-7. Поскольку часть воды после удаления глины остаются в призабойной зоне то создают условия для ее вынесения. После этого приступают к нагнетанию солянокислотного раствора при давлении что граничит с давлением раскрытия щелей. После прожимания раствора в производительный пласт скважину оставляют на реагирование на 6 – 10 часов. Объем кислотного раствора должен составлять 3 – 5 м3 на 1 метр открытой толщины. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор солянокислотної коррозии стабилизатор пресная вода поверхностно-активное вещество углеводородный газ.
1.5. Солянокислотна обработка газовой скважины без глушения.
С целью устранения недостатков которые возникают при глушении водными и глинистыми растворами обработку проводят без глушения по следующей технологии. Для этого в скважину что находится под давлением углеводородного газа через НКТ нагнетают кислоту при максимальной скорости насосных агрегатов и продавливают ее в пласт. После выдержки скважину осваивают через НКТ что происходит практически за 3 часа. В целом общее время кислотной обработки без глушения составляет не более 24 часов [19]. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор солянокислотной коррозии стабилизатор пресная вода поверхностно-активное вещество углеводородный газ.
кальция углеводородный газ.
1.6. Солянокислотна обработка скважины с карбонатными отложениями
В процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин которые эксплуатируют карбонатные залежи на стенках насосный компрессорных труб появляются солевые отложения. Отложение связываются с появлением в флюиде пластовой воды. Лабораторные и промышленные исследования показали что карбонатные отложения легко удаляются путем их обработки 6 % раствором соляной кислоты. При значительной толщине солевых отложений (от 5 до 12 мм) используется комбинированная обработка сначала 12% раствором соляной кислоты со следующим нагнетанием 6 % раствором НС1. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор солянокислотной коррозии стабилизатор пресная вода.
1.7. Обработка скважин соляной кислотоой с глинистыми загрязнениями
промывочной жидкости
Способность соляной кислоты уменьшать объем гидратованой глины используется в кислотных смесях известных в нефтепромышленном деле как “промывочные” кислоты. Соляная кислота способна только частично растворять глинистые компоненты но благодаря ее присутствию происходит уменьшение размера глинистых конгломератов или твердых глинистых наслоений с последующим их вынесением из скважины. Состав “промывочных” кислот в основном складывается с 5 – 15 % соляной кислоты и 05 – 3 % поверхностно-активного вещества. Исследования показали что “промывочные” кислоты которые содержат повышенную концентрацию ПАР (возле 3 %) есть более эффективными кислотной растворами чем смеси с малым содержанием ПАР (от 05 до 1 %). Кроме того присутствие ПАР вызывает к диспергированию глинистых частиц в кислотном растворе и снижению натяга раствора на границе с углеводородами. Соляной кислотные растворы которые содержат 01 – 03 % неіоногенного ПАР также используются для обработки отдаленной зоны и промывания зоны пласта что характеризуется низким пластовым давлением. Их действие в этом отношении основано на снижении поверхностного натяга в 2 раза и улучшении смачиваемости породы что вызывает к резкому увеличению проникающей способности кислотного раствора и соответственно исключения нейтрализованного кислотного раствора из пласта. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор соляной кислотной коррозии стабилизатор пресная вода поверхностно-активное вещество.
2. Глинокислотные обработки
2.1. Глинокислотна обработка газовых скважин.
Глинокислотной обработке подлежат теригеные продуктивные коллектора. Обработку газовых скважин глинокислотним раствором осуществляют в следующем порядке. Через НКТ при открытом затрубному пространстве закачивают определенное количество глинокислоти. Продавливается она в пласт под действием энергии массы столба жидкости и энергии газа аккумулированного в затрубному пространстве в процессе нагнетания. После выдержки скважины ее осваивают продувом в атмосферу через НКТ. Указанная технология исключает попадание большого объема воды в призабойную зону пласта облегчает и сокращает во времени процесс освоения. Ее использование позволило увеличить депрессию на обработанных скважинах. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота фтористоводородная кислота ингибитор солянокислотної коррозии стабилизатор пресная вода углеводородный газ.
2.2. Однопорционная глинокислотная обработка на основе амонийных солей.
Поскольку для эффективного растворения породы производительных пластов амонійні производные фтористоводородной кислоты используются исключительно в смеси с соляной кислотой то технологии их действия на теригенний пласт возможно как в виде однопорционной обработки так и виде двухпорционной трехпорционной и четырехпорционной обработки. Самым простым в технологическом выполнении есть использование однопорционной обработки с использованием смеси соляной кислоты и амонийных производных фтористоводородной кислоты. В этом случае возможное использование такого раствора для создания кислотной ванны или для вскрытие пласта в процессе освоения скважины после бурения. Кислотная ванна используется для очистки фильтра обсаженной колонны перфорационных каналов и щелей в прифильтровом слое пласта. Поэтому для ее осуществления используют высококонцентрированный раствор что содержит 15 % соляной кислоты и 10 % бифторид аммонию (в дальнейшем БФА). Для обработки призабойной зоны однопорционный раствор желательно использовать для растворения загрязнений которые остались после бурения. Оптимальная концентрация бифторида аммонию и соляной кислоты в смеси определяется на основе экспериментальных исследований на образцах горных пород. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота амонийна соль фтористоводородной кислоты пресная вода. Коэффициент роста производительности добывающих скважин та приемистости нагнетательных скважин при осуществлении глинокислотних обработок на основе амонийних солей фтористоводородной кислоты в большой мере зависит от таких факторов как минералогический состав песчаника водонасыщенность производительного пласта трещинность пласта и другие. Экспериментальные и опытно-промышленные испытания показали что после растворения карбонатного цемента из породы в количестве более 40 % от начального его значения эффективность обработок резко растет. Этот факт подтвердило предыдущее нагнетание первой солянокислотной порции. Растворение каолинитового и хлоритового цемента в песчанике может увеличить проницаемость пластов на 20 – 60 мД. При применении высококонцентрированных растворов (15 % НС1 и 10 – 15 % БФА) наблюдается как рост растворимости каолинитового цемента так и появление в порах нерастворимых солей фторидов алюминия и железа что способны блокировать фильтрационные каналы.
Влияет на эффективность обработки также и тип цемента в породе. Да при увеличение количества в породе пленочного цемента и относительного его растворения в кислотном растворе проницаемость песчаника растет. При этом при растворении гидрослюдистого пленочного цемента эффективность обработок есть на 30 % выше чем при растворении хлоритового. Однако при поровому цементе в породе эффективность глинокислотной действия является высшей из-за того что растворимость наблюдается в основном в порах которые определяют фильтрацию и в следующем создают канал с лучшей пропускной способностью. В соответствии с этим скорость нагнетания для пленочного цемента должна не превышать 25 м3м2минв что обеспечивает равномерную фильтрацию и полное растворение цементирующего материала. Для порового цемента скорость нагнетания должна превышать 3 м3м2мин что обеспечивает создание условий для порово-канальной фильтрации. Рост водонасыщенности керну приводит к снижению эффективности глинокислотной действия. Это в первую очередь связано с разбавлением кислотного раствора пластовой водой что является присутствующей в порових каналах. При этом наблюдается как снижение концентрации так и взаимодействие солей с амонійними солями что в конечном варианте приводит к потере активности глинокислотного раствора.
2.3. Двухпорционная глинокислотна обработка на основе амонийних солей.
В связи с разным характером взаимодействия кислотных растворов на карбонатный та каолнитовий цемент рекомендуют обработку пласта проводить в несколько этапов. Самой простой схемой является двухпорционная обработка. На первом этапе закачують 10 – 15 % раствор HCl для растворения карбонатного цемента. На втором этапе в скважину нагнетают глинокислотний раствор который содержит 15 % HCl и 3 – 6 % БФА для растворения каолинитового цемента. Оптимальным с точки зрения растворения породы является содержание БФА в глинокислотному растворе в пределах 3 % для высококарбонатных пластов 3 – 5 % – для низькокарбонатних пластов и 6 % – для пластов которые содержат каолинитовий цемент.
2.4. Глинокислотна обработка на основе амонийных солей и уксусной кислоты.
Как дополнение в составе глинокислотних растворов на основе смеси соляной кислоты и амонийних производных фтористоводородной кислоты может использоваться уксусная кислота концентрация которой зависит от минералогического состава песчаника. Да при содержания в породе хлорита или гидрослюды до 1 % концентрация уксусной кислоты может составлять 1%. Однако при росте содержания хлорита концентрацию кислоты необходимо увеличивать до 2-3%. Дополнение поверхностно-активного вещества к глинокислотного раствору вообще не рекомендуется из-за ее негативной роли при контакте хлоритом и уксусной кислотой. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – уксусная кислота амонийная соль фтористоводородной кислоты пресная вода.
2.5. Трехпорционная глинокислотна обработка на основе амонийних солей.
Более эффективным из точки увеличения производительности является использование трехпорционной обработки пласта. С этой целью в теригенний пласт последовательно нагнетают первую порцию что содержит 10 % соляной кислоты вторую порцию что содержит смесь 10 – 15 % соляной кислоты с 3 % БФА и третью порцию что содержит смесь 10 – 15 % соляной кислоты с 6 % БФА. Высокая эффективность обработки пластов тремя порциями кислоты обусловлена тем что первые два кислотных раствора как бы готовят породу к полному растворению. Первый солянокислотний раствор растворяет карбонатный цемент в порах та фильтрационных каналах открывая доступ следующим растворам. Второй раствор с содержанием 3 % БФА растворяет химически более или менее активный глинистый цемент. На третьем этапе нагнетают раствор который содержит 10 – 15 % HCl и 6 % БФА для полного растворения каолинитового и остального стойкого глинистого цемента. Исследования показали что в результате трехэтапного влияния проницаемость образцов производительных пластов последовательно увеличивается на 28 – 30 % на 100 % но на 38 %. Однако при наличии в песчанике хлоритового и гидрослюдистого цемента что способны активно образовывать гель при реакции концентрацию БФА необходимо уменьшать до 3 %. Об этой особенности необходимо особенно помнить при суммарном содержании хлоритового и гидрослюдистого цемента более 5% В поліміктових песчаниках с равномерно рассеянным карбонатным цементом оптимальной является следующая схема:
% НС1 > 10 % HCl + 3% БФА > 10% HCl + 6% БФА. Если суммарное количество хлоритових и гидрослюдистих компонентов не превышает 5% концентрацию бифториду аммонию во второй порции можно увеличить до 6 % а в третьей – до 10%. В коллекторах с неравномерным размещением карбонатных компонентов и при общей карбонатности более 30% предлагается увеличивать концентрацию соляной кислоты до 15%. Для достижения максимального эффекта из растворения породи скорость нагнетания кислотных растворов должна составлять 2 – 23 м3год на 1 м толщины пласта. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота амонийная соль фтористоводородной кислоты ингибитор кислотоной коррозии пресная вода.
.ОБРАБОТКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕНОКИСЛОТНЫХ СИСТЕМ.
Использование пенокислотных растворов для обработки призабойной зоны пласта позволяет: уменьшать скорость растворения карбонатной породы за счет уменьшения поверхности контакта кислоты с породой и снижения скорости диффузии ионов водорода в зону реакции предупреждать коалесценцию пузырьков воздуха или газа что стабилизирует аэрований раствор кислоты уменьшать поверхностный натяг на грани раздела нефть – нейтрализованная кислота за счет присутствия ПАР существенно увеличивать охватывание пластов кислотным действием за счет малой густоты кислотных пен (400 – 800 кгм3) и повышенной вязкости более полно проводить очистку пластов от продуктов реакции за счет присутствия пузырьков воздуха. Аэрация кислотного раствора что содержит поверхностно-активное вещество позволяет дополнительно уменьшать скорость растворения. При этом снижение скорости наблюдается для всех типов ПАР при дорогих концентрациях что не характерно для неаэрованих растворов. Аэрация кислотного раствора значительно уменьшает затрату ПАР для достижения запланированных значений скорости растворения. Да рациональным значением для большинства ПАР в пенокислотном растворе является 01 – 02 % концентрация в то время как для неаэрованих растворов – 05 – 1 % концентрация. С ростом концентрации соляной кислоты в растворе необходимо увеличивать и рациональное содержание ПАР. Исследования показали что среди катионных анионных та неионогенных ПАР наиболее эффективным замедлителем реакции является карбозолин а менее всего – сульфонол. Рост температуры хранит замедленную способность этих растворов однако она зависит от стабильности кислотной пены. Да в случае не достаточно стабильной пены скорость растворения при росте температуры увеличивается в большей мере чем при стабильных кислотных пенах. Скорость растворения карбонатных пород кислотными пенами существенно зависит от скорости их движения. Установлено что при малых скоростях движения кислотной пены (до 10 смс) скорость растворения породы увеличивается с повышением скорости ее движения. Последующий ее рост уже не влияет на скорость растворения. Необходимо отметить что при одинаковых скоростях движения скорость взаимодействия зависит от состава кислотной пены. При этом установлено что чем больше стабильность кислотной пены тем меньше скорость растворения карбоната.
Стабильность кислотных пен зависит от многих факторов. Исследование времени выпадения 70 % жидкости из кислотной пены показали что стабильность пены зависит и от концентрации и от типа ПАР что используется. С увеличением концентрации пенообразователя стабильность пенных систем растет. Наибольший рост достигается при концентрациях ПАР до 03 %. При более высоких концентрациях (до 1 %) стабильность изменяется незначительно. Наиболее эффективными ПАР с этой точки зрения оказались ОП-10 та катапин А рациональная концентрация для которых составляет 05 %. При оптимальном содержанию ПАРЬ увеличение концентрации соляной кислоты с 10 до 20 % повышает стабильность пен на 9 – 22 %. Введение в состав кислотных пен стабилизаторов (КМЦ ССБ) позволяет увеличить их стабильность. Стабильность таких систем зависит как от концентрации стабилизатору так и от концентрации ПАР и кислоты. Концентрация пенообразователей от 05 до 2 % мало влияет на вязкость пенной системы. В то же время концентрация КМЦ существенно влияет на вязкость пены что определяется сгущенными свойствами полимера. С повышением температуры эффективная вязкость пены уменьшается на 10 – 20 % при температуре 40 °С и на 35 – 40 % при температуре 60 °С в сравнении с вязкостью при комнатной температуре. Изучение реологических свойств пены показало что она является псевдопластичной жидкостью. Однако при применении полимерных загустителей при определенных условиях (например для низькопроницаемых пластов) наблюдается снижение фильтрации кислотной пены что может ухудшить сам процесс обработки. Кроме загустителей существенно увеличивать стабильность кислотных пін могут также электролиты. Да в случае пенной системы на основе 10 % НС1 и 1 % синтанола стабильность пены при введенные электролиту (солевые растворы) растет с 530 до 620 с. Однако для таких систем необходимо использовать в основном неионогенные ПАР так как при смешивании электролитов с анионными ПАР наблюдается выпадение осадка который в пластовых условиях может приводить к частичной блокировке порових каналов. На стабильность пенных систем влияет и путь ее создания. Да стабильность пенной системы что образуется под давлением с 1 % раствора ДС-РАС является высшей стабильности пены что образована при нормальных условиях. В таких условиях стабильность пены выросла с 6 до 333 ссм3 при давлении 6 МПа. Подобное увеличение стабильности происходит за счет повышения дисперсности пены. Другим подтверждением этого механизма является длительный эффект (возле шести месяцев) снижения водоприливов в эксплуатационные скважины. Воздух как газовую компоненту кислотных пен рекомендуется применять только для низких давлений В случае высоких пластовых давлений предлагается применять азот метан естественной газ инертный газ. Использование азота или естественного газа как газовой фазы позволяет также уменьшать коррозию подземного оборудования.
Скорость коррозии в пенной системе на основе 10 % неингибованой соляной кислоты при комнатной температуре является несколько высшей а при повышенных температурах – значительно ниже.
Для повышения эффективности повторных пенокислотных обработок рекомендуется в составе пенокислотної системы концентрацию кислоты увеличивать с 12 – 15 % до 25 – 33 % а степень аэрации – с 05 до 1 – 15. В таких условиях как продавочную жидкость используют увлажненный воздух вместо нефти. Состав такого кислотного раствора должен дополнительно содержать 15 % уксусной кислоты и поверхностно-активное вещество (например 03 – 05 % марвелану или 02 % ОП-10 в смеси с катапином А либо КИ либо И-1-А). Увеличение концентрации кислоты в растворе в два раза приводит к увеличению проникновения активной кислоты в 15 – 2 раза. Экспериментальные исследования показали что оптимальной степенью аэрации (в пластовых условиях) кислотной пены есть отношение 1 при давлении 6 МПа. При этом увеличение скорости нагнетания пены к изменению величины степени аэрации не приводит. При действии на карбонатный пласт пенными системами при давлении меньше 6 МПа необходимо уменьшать представление воздуха в 2 раза. Снижение содержания воздуха компенсируется выделением углекислого газа.
1. Пенокислотна обработка карбонатных пластов.
Наиболее пригодными объектами для использования пнокислотных растворов являются скважины которые открыли продуктивные пласты с карбонатными коллекторами трещинного кавернозного и трещино - кавернозного типа. Пригодными также являются низкодебитные скважины которые на начальном этапе эксплуатации работали с высокими дебитами и скважины что раньше неоднократно уже обрабатывались кислотой последние из которых оказались неэффективными. Неплохими объектами для пенокислотных обработок являются теригенные пласты с пещано-алевролитовым коллектором который содержит 8 – 15 % карбонатного цемента.. Технология пенокислотной обработки заключается в нагнетании в призабойную зону пласта смеси кислоты газа (воздуха углеводородного газа инертных газов) и поверхностно-активного вещества. Последовательность операций при осуществлении такой технологии заключается в следующем. При необходимости осуществляют очистку забоя от нерастворимых материалов. Готовят кислотный раствор путем смешивания раствора соляной кислоты с необходимыми дополнениями. Процесс обработки начинают с работы компрессору через 20 – 30 минут после этого нагнетают кислотную пену с заданной степени аэрации путем параллельного нагнетания кислотного раствора и воздуха. Продавливают кислотную пену в пласт раствором ПАВ или газом. Выдерживают скважину на протяжении 1 - 2 часов на реакции и осваивают. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота ингибитор кислотной коррозии пресная вода пенобразущее ПАВ воздух или углеводородный газ.
2. Пенокислотна обработка теригенних пластов газовых скважин.
Кислотные пенные системы можно использовать как на новых так и на старых газовых и газоконденсатных месторождениях. В сравнении с обычными кислотными растворами они увеличивают глубину обработки в два раза а охватывание пластов по толщине – в три раза. Степень аэрации должна составлять 1 – 15 в пластовых условиях в скважинах с давлением 3 – 4 МПа и 2 – 5 в скважинах с большим пластовым давлением. При этом необходимо учитывать что при тисках до 6 МПа реакция идет с выделением углекислого газа поэтому при обработке таких производительных пластов после нагнетания половины объема кислотного раствора с заданной ступінню аэрации подачу воздуха или газа уменьшают в два раза. Если это не сделать то степень аэрации кислотного раствора будет расти что приведет к росту скорости растворения. Для обработки низькопроницаемых коллекторов газовых скважин рекомендуется следующий состав пенокислотного раствора: 13 % НС1 45 % НF 05 – 06 % сульфонол. Аэруеться такой раствор углеводородным газом из соседней скважины. Степень аэрации в поверхностных условиях 40 м3м3. Объем кислотного раствора должен составлять объем НКТ (с целью его продавливания инертной жидкостью). Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота фтористоводородная кислота ингибитор кислотной коррозии пресная вода пенообразующие ПАВ воздух или углеводородный газ.
3. Газокислотная обработка с глушением скважины.
Объектами для газокислотной обработки в первую очередь являются низкопроницаемые пористые коллектора на которых повторные кислотные обработки не эффективные или малоэффективные производительные коллекторы в которых пластовое давление является ниже за 09 от гидростатического а также газонасыщенные коллекторы. В зависимости от степени истощения пластовой энергии используются две схемы газокислотного влияния. Да газокислотная обработка с глушением скважины используется в пластах с давлением что превышает 09 гидростатического и эксплуатационными колоннами которые выдерживают давление 10 – 15 МПа. Процесс осуществляют следующим образом. Устье скважины оборудуют эжектором а скважину заполняют водой из ПАР. При нормальной работе эжектору приступают к нагнетанию кислотного раствора и газа. Газокислотную смесь нагнетают в скважину при открытом затрубному пространстве в объеме 06 – 07 от объема НКТ. После этого затрубное пространство закрывают и продолжают нагнетание смеси. Продавливание газокислотной смеси осуществляют водным раствором ПАВ. После продавливания кислоты в пласт скважину сразу же осваивают путем подачи газа высокого давления в лифт при открытом затрубном . Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота фтористоводородная кислота ингибитор кислотной коррозии пресная вода углеводородный газ или азот нефть либо конденсат либо вода из ПАВ.
4. Газокислотная обработка без глушения скважины.
Газокислотную обработку без глушения скважины используют в работающих скважинах особенно в условиях снижения пластового давления (05 и меньше от гидростатического). Если запланированная скважина находилась в капитальном ремонте то для осуществления обработки скважину сначала запускают в работу и только после стабилизации дебиту проводят газокислотную обработку. После обвязки устья закрывают затрубное пространство и в лифт через эжектор или аэратор нагнетают газированную жидкость воду с ПАР. В результате нагнетания газированной жидкости и сжатия газа в затрубному пространстве давление там будет расти. Стабилизация этого давления свидетельствует об окончании периода сжатия жидкости и начале ее фильтрации в производительные пласты. В этот момент вместо нефти или метанола нагнетают в пласт кислотный раствор при одновременном нагнетании газа. Прожимание газокислотной смеси осуществляют газированной жидкостью. После этого скважину осваивают. За счет газированной жидкости как буфера достигается сохранение проницаемости газонасыщенных пластов при ее попадании в пласт. Однако при использовании буферной газожидкостной смеси давление что создается ее столбом в затрубному пространстве является меньшим пластового давления. А это практически исключает ее поступление в пласт. Процесс освоения скважины при этом в многократно ускоряется. Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота фтористоводородная кислота ингибитор кислотной коррозии пресная вода углеводородный газ.
5. Газокислотная обработка скважин с аномально низким пластовым давлением.
В случае скважин с аномально низкими пластовыми давлениями газокислотную обработку осуществляют путем последовательного нагнетания кислотного раствора газожидкостной продавочной смеси и воздуха. При этом объем кислотного раствора должен составлять объем НКТ а как газожидкостная жидкость используется конденсато-воздушная смесь. Соотношение кислотного раствора и конденсата составляет приблизительно как 2:1. Такой порядок нагнетания обеспечивает сокращение времени освоения в 50 – 60 раз уменьшение обводнения пласта . Химические реагенты которые используются для осуществления указанного процесса – соляная кислота фтористоводородная кислота ингибитор кислотной коррозии пресная вода конденсат воздух.
ПОРЯДОК ПОДГОТОВКИ И ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕССА КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ.
Работы из подготовки и проведения технологического процесса кислотного действия на призабойную зону пласта должны включать следующие этапы:
предварительные работы;
подготовительные работы;
проведение технологического процесса;
заключительные работы.
Организация планирование и проведение технологического процесса кислотного действия на привибійну зону пласта добывающих и нагнетательных скважин при текущих и капитальных ремонтах проводиться в соответствии с требованиями правил охраны труда.
1. Предварительные работы
Предварительные работы при проведении технологического процесса кислотного воздйствия на пласт должны включать:
– сбор и анализ информации о скважине;
– контрольное измерение дебита газа в добывающей скважине или приемистости в нагнетательной;
– исследование по определению забойнго давления (динамического уровня) пластового давления (статического уровня) коэффициенту производительности и профилю прилива (приемистости) скважины фильтрационных характеристик раскрытого интервала;
– проектирование технологии действия на пласт;
– составление и утверждение плана работ на проведение технологического процесса в скважине.
Информация о скважине включает следующие факторы: название эксплуатационного горизонта глубину скважины глубину нахождения искусственного забоя конструкцию скважины давление испытания на герметичность эксплуатационной колонны раскрытый интервал оборудование забоя тип и плотность перфорации пластовое давление пластовую температуру дебит (приемистость) скважины обводненность продукции газовый фактор интервалы поглощения в скважине тип пород-коллекторов в раскрытом интервале их эффективная толщина пористость карбонатность проницаемость и газонасыщенность способ эксплуатации перечень и технологические параметры методов интенсификации которые проводились в скважине их результаты.
Проектирование кислотной обработки пласта предусматривает порядок приготовления технологических жидкостей и порядок проведения технологического процесса. Для этого складывается план работ в котором указывается тип кислотной обработки последовательность выполнения работ и ответственные лица. План утверждается техническим руководителем предприятия.
План работ на проведение технологического процесса кислотного действия должен включать два раздела. В первом разделе “Геолого-технические данные” наводится название месторождения и информация о скважине. Во втором разделе “Порядок выполнения работ” наводится следующие этапы: перечень работ связанных с подготовкой скважины и оборудования и их последовательность перечень необходимых технических средств и технологических растворов для проведения процесса и их количество перечень необходимых химических реагентов для подготовки технологических растворов и их количество порядок подготовки и доставки на скважину технологических жидкостей перечень работ необходимых для осуществления технологического процесса и их последовательность перечень заключительных работ и их последовательность перечень ответственных исполнителей за проведение каждой работы.
2. Подготовительные работы
2.1 Подготовительные работы при проведении технологического процесса кислотной обработки должны включать: подготовку территории для размещения технических средств поднятие на поверхность насосно-компрессорных труб и другого оборудования спущенного в скважину для ее эксплуатации бригадой КРС ревизию поднятых из скважины насосно-компрессорных труб доставку на скважину новых насосно-компрессорных труб при необходимости их частичной или полной замены для проведения технологического процесса и последующей эксплуатации скважины измерение забоя и при необходимости очистки ствола скважины спуск колонны насосно-компрессорных труб или после промывки скважины и их поднятия к установке башмака напротив верхней границы раскрытого интервала обвязку устья скважины арматурой согласно с ГОСТ 13846 оборудованному манометрами которые позволяют измерение прогнозируемых величин рабочих давлений приготовление технологических жидкостей и доставку их на скважину доставку на скважину технических средств необходимых для нагнетания и продавливания в пласт технологических жидкостей размещения технических средств и обвязки их с устьем скважины согласно технологической схемы.
3.Приготовление кислотных растворов.
3.1 Химические реагенты которые используются для приготовления кислотных растворов и других технологических жидкостей должны иметь сертификат качества реагента.
3.2 Приготовление кислотного раствора необходимой концентрации осуществляют путем введения к технической пресной воде которая находится в кислотной емкости рассчитанному количеству товарной концентрированной кислоты и необходимым дополнениям.
3.3 Приготовления глинокислотних или других смесей осуществляют путем последовательного введения к технической пресной воде которая находится в кислотной емкости рассчитанного количества товарной концентрированной соляной или другой кислоты а затем концентрированной фтористоводородной кислоте или другой кислоте и необходимых дополнений.
3.4 Приготовление полимерного раствора заключается в последовательном растворении в воде сначала полимеру а затем необходимых дополнений. При этом эфиры целлюлозы (КМЦ или ОЕЦ) или полиакриламида растворяют в технической пресной воде заблаговременно за 6 - 24 год. до обработки. Раствор периодически перемешивают к образованию однородной системы. Биополимеры в виде культуральной жидкости разбавляют технической пресной водой непосредственно перед обработкой.
3.5 Приготовление щелочного раствора необходимой концентрации осуществляют путем введения к технической пресной воде которая находится в кислотной емкости рассчитанного количества товарного гидрооксида натрия.
3.6 Приготовление раствора поверхностно-активного вещества осуществляют путем введения к технической пресной воде которая находится в кислотной емкости рассчитанного количества товарного либо синтетического ПАР либо концентрата мицелярного раствора либо смеси нескольких ПАВ.
3.7 Приготовления других технологических растворов осуществляют в соответствии к ТУ на указанные реагенты регламенты инструкции и другие нормативные документы.
3.8 После приготовления кислотных растворов и других технологических жидкостей осуществляется по возможности оперативный контроль по качеству полученного раствора.
4. Проведение технологического процесса кислотной обработки.
4.1 Порядок проведения технологического процесса кислотного действия зависит от конкретного метода интенсификации что используется на конкретной скважине.
4.2 После выполнения подготовительных работ и обвязывания технологического транспорта согласно стандартной схемы необходимо опробовать нагнетательные линии на герметичность давлением что равняется полуторакратному ожидаемому рабочему давлению.
4.3 При открытой задвижке на затрубному после установления круговорота жидкости в лифт с помощью насосных агрегатов типу ЦА - 320 последовательно нагнетают активные технологические растворы. При нагнетании растворов в объеме лифта задвижку на затрубному закрывают. При давлении не больше давления опрессовки эксплуатационной колонны нагнетают остальных технологических растворов.
4.4 Режим работы насосных агрегатов при нагнетании кислотных растворов и активных технологических растворов выбирается из условия оптимального времени нагнетания характерного для данного месторождения.
4.5 Последнюю порцию кислотного или активного технологического раствора продавливают в пласт продавочной жидкости объемом Vпр в метрах кубических что определяется за формулой:
гдеVнкт – объем колонны НКТ м3;
Vекс – объем эксплуатационной колонны в раскрытом интервале м3.
4.6 После завершения процесса нагнетания скважину закрывают для реагирования на срок который зависит от конкретного метода интенсификации что используется.
4.7 В процессе осуществления технологического процесса необходимо следить за расходами и давлением нагнетания и прожимания технологических растворов в пласт.
5. Заключительные работы
5.1.После кислотной обработки производят промывку нагнетательных линий техводой и их разборку.
5.2.Производится освоение скважины. Для освоения скважины желательно использовать методы которые позволяют в течение короткого времени полностью отобрать продукты реакции из пласта.
5.3. Оборудовать скважину в соответствии со способом эксплуатации и ввести ее в работу.
5.4 С целью оценки эффективности проведенного технологического процесса после выхода скважины на стабильный режим работы замерять ее дебит по возможности в случае потребности определить коэффициент производительности рабочий интервал та фильтрационные параметры призабойной зоны пласта и скин-эффект.
ОХРАНА ТРУДА ПРИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТКАХ.
Кислотные растворы относятся к сильнодействующим вредным веществам. Пары соляной плавиковой кислот оказывают сильное раздражающее действие на слизистые оболочки (особенно носа). Вызывают воспаления соединительной оболочки глаза катар верхних дыхательных путей помутнение роговицы охриплость чуство удушья желудочно – кишечные расстройства химические ожоги кожные заболевания. Найболее токсичной является плавиковая кислота которая сильно действует на кожу разъедает стекло и многие металлы.
В связи с этим при подготовке и проведении работ по кислотной обработке призабойной зоны пласта необходимо придерживаться требований охраны труда которые изложены в следующих документах:
– ДНАОП 1.1.21-1.20 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Украины;
– стандартах и технических условиях на реагенты которые при этом используются.
- настоящим технологическим регламентом.
1. Требования безопасности при работе с химическими реагентами.
1.1. При работах с кислотными и щелочными растворами необходимо использовать спецодежду защитные очки рукавицы согласно с ГОСТ 12.4.103 ГОСТ 12.4.013 ГОСТ 12.4.010. Не допускать попадания вредных веществ в глаза и на кожу.
1.2. На месте выполнения работ необходимо иметь запас чистой воды для смыва кислотного и щелочного растворов и аптечку для предоставления первой помощи в случае его попадания на незащищенные участки тела.
1.3 Действие щелочных растворов тем сильнее чем выше их концентрация и чем выше их температура. Опасным является даже попадание мизерных количеств гидроксиду натрия в глаза так как это может привести к слепоте. При смачивании рук щелочными растворами происходит повреждение верхнего рогового слоя кожи.
1.4. При ожогах щелочными растворами необходимо пораженное место промыть сначала водой а затем слабым раствором уксусной или борной кислоты (одна чайная ложка на стакан воды).
1.5. Наиболее опасными кислотами относительно действия на организм является плавиковая кислота которая вызывает сильные ожоги если же ее не смыть большим количеством воды или раствором соды действие может обойтись покраснением кожи (при малом количестве воды может пройти сильное разогревание усиливающее действую кислоты).
1.6. Пары плавиковой соляной кислот тяжелее воздуха и выделяются из жидкости уже при комнатной температуре а при нагреве – интенсивно. Пары соляной кислоты которые образуются над ее поверхностью в плотно закрытом объеме могут создать высокое давление при этом объем может лопнуть.
1.7. Высоко опасными кислотами относительно хранения и технологичности применения является фтористоводородная кремнийфтористоводородная и борофтористоводородная кислота. Это связано с их способностью взаимодействовать со стеклом и металлом. Поэтому храниться указанные кислоты должны исключительно в пластмассовых емкостях. Для заполнения емкости указанными кислотами должны быть обустроены специальные эстакады.
1.8. Фтористоводородная кислота при заполнении емкости должна вливаться только после предыдущего наполнения емкости либо концентрированной соляной кислотой либо пресной водой. При вливании фтористоводородной кислоты в незаполненную металлическую емкость при некоторых условиях может происходить взрыв.
1.9. Запрещается объемы с кислотами поддавать нагреванию (действию прямого солнечного луча нагревательным приборам и т.п.).
1.10. Случайно пролитая кислота засыпается мелким песком (или асбестом). Пропитанный серной кислотой песок убирается лопаткой а место на котором была кислота засыпается содой или известкой после чего замывается водой и вытирается досуха. В таком же осторожном поведении нуждаются концентрированные растворы щелочей. Если они пролиты засыпать их можно песком или деревянной стружкой.
1.11. При ожогах кислотными растворами необходимо пораженное место промыть сначала водой а затем 5 % раствором марганцовокислого калию или 10 % раствором питьевой соды.
1.12. При работе с ядовитими и выделяющими неприятные и кислые пары реактивами нужно также проявлять особенную осторожность. Хранить и взвешивать их нужно под тягой.
1.13. Огнеопасные вещества хранятся отдельно в достаточно отдаленном от огня месте.
1.14. Ядовити и взрывоопасные вещества хранятся в строгом соответствии со специальными правилами. Работа с ядовитими веществами позволяется только в резинових рукавицах; после работы не снимая рукавиц необходимо хорошо промыть их водой и только после этого позволяется снять рукавицы. После снятия рукавиц руки должны быть тщательным образом вымыты сначала без мыла а затем с мылом.
1.15. Использовать для работы неизвестные реактивы нельзя. Если не удается определить какой это реактив его уничтожают. Твердые реактивы брать руками запрещается. Необходимо пользоваться шпателями фарфоровыми ложками и т.п.
1.16. Абсолютно не допускается пробовать реактивы на язык. Это может привести к ожогу ротовой полости или отравлению. Неможно нюхать реактивы прямо из шейки посудины. Чтобы понюхать реактив необходимо открыть пробку и помахать рукой над шейкой в свою сторону. Потом необходимо опять закрыть посудину пробкой.
1.17. Кислоты не рекомендуется ставить рядом с органическими веществами. Рядом с концентрированной серной кислотой не ставят воду спирт бензин бертолетовую соль и др. А с концентрированной азотной – глицерин углеводороды вещества бензольной группы. Контакт азотной кислоты с целлюлозой может повлечь взрыв.
1.18. При работе с другими химическими реагентами необходимо придерживаться правил безопасности что предусмотрены нормативными документами на указанные продукты. Например при работе с метанолом необходимо сделать невозможным доступ человеческого персонала к нему как в процессе хранения так и в процессе осуществления обработки. При работе с углеводородными растворителями необходимо учитывать их пожароопасность.
1.19. Ядовитыми также являются соли фтористоводородной кислоты с которыми также необходимо работать в брезентовом костюмерезиновых перчаткахи сапогах защитных очках противогазе.
1.20.Запрещается хранить соли фтористоводородной кислотыпод навесами открытым небом и в сырых помещениях в виду их ядовистости и гигроскопичности. Хранить их необходимо в закрытой таре с надписью «ЯД».
2. Требования безопасности при осуществлении кислотной обработки скважины
2.1 Проведение технологического процесса должно осуществляться в дневное время под непосредственным руководством инженерно-технического работника согласно с планом работ утвержденным главным инженером предприятия в скважине которого проводятся работы.
2.2. Территория для размещения технологического оборудования должна быть предварительно подготовлена соответственно спланированная освобожденная от постороннего оборудования и предметов которые мешают размещению насосных агрегатов автоцистерн и коммуникаций.
2.3 Насосные агрегаты компресор и автоцистерны для проведения технологического процесса должны быть размещены в отдалении не меньше 10 м от устья скважины и расположены так чтобы расстояние между ними было не меньше 1 м а кабины были в направлении от скважины.
2.4 Нагнетательные линии в местах подсоединения их к устьевой арматуре должны быть оборудованы обратными клапанами.
2.5 По окончании обвязывания оборудования с устьем скважины нагнетательные линии необходимо опробовать на герметичность давлением что в 15 раза превышает ожидаемое максимальное рабочее давление.
2.6. Во время гидравлических испытаний нагнетательных линий и нагнетания технологических жидкостей в скважину пребывания людей возле устья скважины и нагнетательных трубопроводов запрещается.
2.7. Запрещается ремонтировать насосные агрегаты или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов во время нагнетания технологических жидкостей в скважину. При необходимости ремонта коммуникаций необходимо остановить нагнетание технологических жидкостей коммуникации промыть водой и давление снизить к атмосферному.
2.8. По окончании процесса все оборудование и коммуникации должны быть промыты водой которую после этого необходимо подать в специальную накопительную емкость для последующего сброса в систему сбора и нагнетания в пласты промышленных сточых вод.
2.9. При разливе щелочных или кислотных растворов на поверхности их необходимо нейтрализовать. Для нейтрализации щелочных растворов может быть использован водный раствор хлористого кальция а для нейтрализации кислотных растворов – известковый раствор 10 % раствор каустической или кальцинированной соды а также другие щелочные растворы.
2.10. С целью предупреждения загрязнения водоемов и источников питьевой воды щелочными и кислотными растворами нефтепродуктами минерализованными водами необходимо придерживаться требований ГСТУ 41-00032626-00-007 ГОСТ 17.1.3.12.
2.11. Особенное внимание необходимо обратить на герметизацию оборудования устья скважины не допуская разлива технологических жидкостей на поверхности территории возле скважины.
Начальник Участка ремонта скважин Устянивский С.И.
Начальник ОПС УДГ Горобец Г.В.
Начальник ОПС УПХГ Новиков А.В.
Характеристики кислот.
Концентрация кислоты
Содержание активной части товарной кислоты кгл
Пенообразующая способность
технический анионный порошок
окислы оксиетиллированих аминов
Состав кислотных растворов
Карбонатность обрабатываемых пород %
Количество плавиковой кислоты для приготовления 1м3 раствора.
Расчетная концентрация плавиковой кислоты в глинокислоте
Исходная концентрация плавиковой кислоты %
количества товарной кислоты для приготовления кислотного раствора.
Необходимое количество товарной жидкой кислоты (л) для приготовления 1м3 кислотного раствора (удельный объем кислоты ) заданной концентрации расчитывается по формуле:
VТ.К. = 10 х С3 х ρзСТ.К.
где: Ст.к. - содержание активной части товарной в растворе кислоты гсм3 (кгл).
Сз - заданная концентрация кислоты в растворе %;
ρз - плотность соляной кислоты заданной концентрации кислоты гсм3 (кгл).
Качмар Ю.Д. Світлицький В.М. Синюк Б.Б. Яремійчук Р.С. Интенсификация прилива углеводородов в скважину. – Книга первая. – Львов: Центр Европы 2004. – 352 с.
Семенов Ю.В. Георгиев Г.Д. Шиманов Ю.В. Иванов Р.В. Солянокислотная обработка карбонатных колекторов в газовой скважине без предварительного ее глушения Газовая промышленность. – 1973. - № 12. – С.13-14.
Сидоровский В.А. Анализ глинокислотных обработок призабойных зон с применением бифторида аммония Нефтяное хозяйство. – 1975. - № 3. – С. 47-52.
Латыпов Ш.С. Гарифуллин Ш.С. Аптикаев Р.С. Овцын О.П. Обработка призабойной зоны нагнетательных скважин бифторид-фторидом аммония Нефтепромысловое дело. – 1978. - № 5. – С. 28-30.
Патент № 33493А Украина МКВ Е21В 4327. Раствор для кислотной обработки скважин .
Уголев В.С. Шалинов В.П. Южанинов П.М. Специальные кислоты для повышения производительности скважин Нефтепромысловое дело. – 1977. - № 10. – С. 26-28.
А.с. 1487559 СССР. МКИ Е21В 4327. Состав для образования пенокислоти Лесовой Г.А. Балакиров Ю.А. Конюшенко И.В. и др. – № 407691222–03. – Заявл. 10.06.86.
Николаенко Н.А. Полихат З.С. Глинокислотная обработка скважин в условиях Прикарпатья Нефтяная и газовая промышленность. – 1965. – № 2. – С. 43-45.
Амиян В.А. Брагин В.А. Столяров Е.В. Применение пен на поздней стадии разработки месторождений Газовая промышленность – 1976. – №8. – С. 43–44.
Мухин В.Е. Применение пенокислотных обработок для повышения производительности скважин Газовая промышленность. – 1975. - № 12. – С. 17-18.
Шарипов А.М. Сабиров Х.Ш. Колесников А.Ф. Методы воздействия на призабойную зону скважин Газовая промышленность. – 1983. - № 2. – С. 20-21.
Амиян В.А. Галлямов М.Н. Илюков В.А. и др. Обработка карбонатных коллекторов кислотными пенами Нефтепромысловое дело. – 1977 - №3. – С.17-20.
А.с. 1526342 СССР. МКИ Е21В 4327. Способ пенокислотной обработки газового пласта Хаджимухамедов С.Д. Люгай Д.В. – № 425523522-03. – Заявл. 24.04.87.
Гнатюк А.М. Егер Д.А. Качмар Ю.Д. Кись О.Н. Воздействие на призабойную зону низкопроницаемых коллекторов кислотными растворами в смеси с природным газом. – Г. 1983. – 52 с. – (обз. инф. ВНИИОЭНГ сэр. Нефтепромысловое дело. – Вып. 17 (66)).
Мищенков И.С. Воздействие кислотными эмульсиями на карбонатные породы Нефтяное хозяйство. – 1976. - № 1. – С. 36-39.
Вяхирев Р.И. Иванин В.С. Щугорев В.Д. Киреев В.А. Интенсификация приток газа на Оренбургском газоконденсатном месторождении Газовое дело. – 1976. - № 11. – С. 28-31.
Шарипов А.М. Сабиров Х.Ш. Колесников А.Ф. Методы воздействия на призабойную зону скважин Газовая промышленность. – 1983. – № 2. – С. 20-21.
А.с. 1596087 СССР. МКИ Е21В 4327. Состав для пенокислотной обработки призабойной зоны пласта Толстяк К.Н. Чернышева Т.Л. Строгий А.Я. Лащев И.Н.- № 445177922–3.– Заявл. 3.06.88; Опубл. 30.09.90 Бюл. № 36.
А.с. 1728479 СССР. МКИ Е21В 4327. Состав для обработки призабойной зоны терригенного пласта Виллисов В.Н. Якимов С.В. Южанинов П.М. и др. - № 449474203. – Заявл. 5.07.88; Опубл. 23.04.92 Бюл. № 15.
Рудий М.И. Згущеные кислоты. Загустители на основе эфиров целлюлозы Нефтяная и газовая промышленность. – 2005. - № 2. – С. 52 – 55.
Иванов С.И. А.И. Булатов и др. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин. Книга 2. г.Москва. Недра 2004г.
КОЛИЧЕСТВО ТЕХНИЧЕСКОЙ HCL 40% HF И ВОДЫ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ 1М3 ГЛИНОКИСЛОТЫ
глинокислоты кислоты
Примечание: в числителе количество 24% кислоты в знаменателе 27% соляной кислоты

icon CКО.cdw

CКО.cdw

icon MONOPOD.CDW

MONOPOD.CDW

icon Формули.cdw

Формули.cdw

Рекомендуемые чертежи

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 13 часов 43 минуты
up Наверх