Технология кислотной обработки скважин

На промыслах применяют следующие виды солянокислотных, обработок: кислотные ванны; кислотные обработки под давлением; термохимические и термокислые обработки.

Наиболее широко распространены кислотные ванны, при которых раствор соляной кислоты заливают в скважину и остав­ляют там без продавливания его в пласт. Этот вид обработки са­мый простой. Его используют для очистки забоя и стенок сква­жины от цементной и глинистой корки, смолистых веществ, отло­жений парафина и продуктов коррозии.

Перед кислотными ваннами скважину предварительно промы­вают от песка, продуктов коррозии и парафина. Необходимое ко­личество раствора кислоты, приготовленного заранее на базе хра­нения кислот, доставляют в специальной цистерне и заливают в скважину.

Для реакции с породой кислоту оставляют в скважине на 24 ч,

 

после чего проводят обратную про­мывку, очищая забой от загрязня­ющих веществ.

Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат подземного ремонта и располагают необходимое оборудование (рис. IV. 18).

Обработку скважины осуществ­ляют в три этапа.

1. Заполняют скважину жидко­стью: в эксплуатационную скважи­ну закачивают нефть (воду, если
пластовое давление велико) до
устойчивого переливания через от­
вод из затрубного пространства,  в
нагнетательную — воду.

2. При открытом затрубном про­странстве закачивают расчетный
объем раствора кислоты до запол­нения ею объема скважины от за­
боя до кровли обрабатываемого

пласта и полости спущенной колонны НКТ. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки рас­четного количества кислоты задвижку на отводе из затрубья за­крывают.

3. Начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего
насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну
НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в
пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных
скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагне­тательных — воду. Если обработку кислотой проводят на скважи­не в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8—10 МПа, при последующих
обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая
при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное рас­
стояние от скважины.

4. После задавливания всего объема кислоты задвижку на
устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция.

5. С помощью спущенной колонны промывают скважину, уда­ляя продукты реакции кислоты. Затем скважина начинает эксплуа­тироваться.                1

Кислотную обработку под давлением применяют для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кис­лотной обработке под давлением также предшествуют гидродина­мические исследования (определение коэффициента продуктивно­сти, измерение статического и динамического уровней, забойного и пластового давлений и т. п.), промывка скважины. При этом в

133

 

скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию ти­па кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от
забоя участки, что повышает эффективность обработки.
  При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного

ремонта и оборудование для проведения процесса: насосный агрегат, цементировочный агрегат, несколько емкостей (рис. IV. 19).
  Кислотную обработку проводят следующим образом,

1. Спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину.

2. В затрубное пространство закачивают порядка 2 м³ легкого глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см³ и 27 м³ утяже­ленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах.

3. Закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготов­ленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70—80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами.

Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислот­ного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновре­менно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. По­скольку раствор кислоты имеет больший удельный вес, чем нефть, он попадает на прием насоса вместе с нефтью, и в процессе пере­качивания хорошо с ней перемешивается. После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, од­новременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она го­това для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 50—90 м³.

 

4. Закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закры­вают скважину на время, необходимое для реакции (2—8 ч).

5. Открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый
раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покры­ты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на за­бой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступа­ет в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, ко­торый смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.

Одна из задач технологии термокислотной обработки скважи­ны — ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта метал­лического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо зак­ладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы по­верхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.

Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздейст­вие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам.

1. Внутрипластовая термохимическая обработка-гранулы маг­ния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего
магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев зна­чительного объема пласта, удаленного от скважины, а накоплен­ное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленно­му к скважине, который растворяет парафин.

2. Внутрискважинная термохимическая обработка — гранули­рованный магний и кислоту вводят в затрубное пространство
напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с маг­нием протекает во время прокачки ее через слой магния, после
чего она поступает в пласт.

3. Термокислотная ванна — в заполненную фильтровую часть
ствола скважины намывают гранулированный магний для реак­ции с кислотой.

Скважины обрабатывают в следующем порядке.

1. Заполняют скважину нефтью.

2. Внутрь колонны насосно-компрессорных труб на штангах опу­скают реакционный наконечник, загруженный необходимым коли­чеством магния.

Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой тол­щине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диамет­ром порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса при­меняют магний в виде стружки или гранул, однако при этом не­обходимо использовать специальные дозирующие устройства.

3. Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, не­
обходимую для первой — тепловой фазы обработки. При этом со­ляная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход

185

жидкости в первой фазе определяют исходя из количества выде­ляющегося тепла при химической реакции.

Режим закачки должен обеспечивать температуру кислоты, про­реагировавшей с магнием, 75 °С, при этом она должна быть доста­точно активной для реакции с породами пласта, поскольку после реакции ее концентрация уменьшается. Так, при использовании 15 %-ного раствора кислоты после реакции его с магнием и нагре­ве до 75 °С активность раствора соответствует 12%-ной концент­рации.

4. Без остановки закачки при максимальной подаче насосов
закачивают раствор кислоты для заключительной стадии обра­ботки.

5. В скважину нагнетают продавочную жидкость и продавлива­ют кислоту из полости НКТ в пласт. После этого скважину вы­держивают, как при обычной кислотной обработке.

6. Прямым или обратным способом скважину промывают и пу­скают в эксплуатацию.

Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважи­нах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из пропластков с высокой и низкой проницаемостью.

При этом в призабойную зону пласта вводят аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, кото­рый проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, по­скольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в призабойной зоне после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.

Последовательность выполнения операций при обработке сква­жин следующая.

1. У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное
оборудование — кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а
также агрегат подземного ремонта.

2. Извлекают из скважины насосное оборудование.

3. Одновременно с этим раствор соляной кислоты, обрабатыва­ют поверхностно-активным веществом.

4. В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего
статическому.

5. Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ
в скважину. Если давление на устье скважины меньше давления,
которое обеспечивает компрессор, то кислотный агрегат и комп­рессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше,
то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.

Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15—25 к 1.

6. Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жидкостью.

7. Скважину выдерживают под давлением на время, необходи­мое для реакции.

8. Промывают скважину для удаления непрореагировавшей
186

кислоты и продуктов реакции. После этого извлекают оборудова­ние, использовавшееся при проведении обработки.

9. Осваивают скважину и пускают ее в работу.

При кислотной обработке следует выполнять следующие пра­вила техники безопасности.

Кислотную обработку скважин должна проводить подготовлен­ная бригада под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инже­нером предприятия.

Слив кислот в емкости автоцистерны должен быть механизи­рован.

Для выливания кислоты из бутылей в мерник необходимо обо­рудовать удобную площадку, позволяющую работать на ней двум человекам. Переносят бутыли по трапам с перилами.

До закачки раствора кислоты в скважину нагнетательную ли­нию опрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давле­ние. На линии устанавливают обратный клапан.

Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки кислоты в скважину. При необходимости ремонта следует прекра­тить закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а ком­муникации промыть водой.

На месте работы с кислотой должен быть необходимый запас воды.

Запрещается закачивать кислоту при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

После окончания работ по закачке кислоты в скважину обору­дование и коммуникации следует тщательно промыть водой.

ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Работам по капитальному ремонту скважины предшествуют обследование и при необходимости ремонт устья скважины. Как правило, все скважины оборудованы колонными головками, свя­зывающими обсадные колонны и герметизирующими пространст­во между ними.

При обследовании проверяют герметичность соединения пьеде­стала с эксплуатационной колонной и осматривают внутреннюю по­верхность пьедестального патрубка. Если он изношен, поверхность сильно корродирована, то его заменяют.

В колонных головках с клиновой подвеской эксплуатационной колонны проверяют герметичность соединения колонны с катуш­кой и прочность соединения с эксплуатационной колонной — не сорвалась ли она с клиньев.

Обследование скважины

Перед капитальным ремонтом, а также в процессе его выпол­нения между отдельными операциями скважину обследуют. По результатам обследования: устанавливают место и характер пов-

' 187

 

реждения эксплуатационной колонны (смятие, слом, продольное разрушение); определяют расположение внутрискважинного обо­рудования, песчаных и цементных пробок или посторонних предме­тов в скважине; оценивают состояние поверхности эксплуатацион­ной колонны, наличие на ней различного рода отложений, а также состояние фильтра скважины.

Скважины нужно обследовать перед любыми операциями под­земного ремонта, однако в наибольшем объеме его проводят пе­ред ловильными работами.

Обследование начинают со спуска на бурильных трубах шаб­лона—металлического цилиндра со сквозным промывочным от­верстием, нижняя часть которого и часть боковой поверхности по­крыты свинцом. Диаметр шаблона выбирают в соответствии с диа­метром эксплуатационной колонны.

При медленном спуске шаблона следят за изменением пока­заний индикатора веса и после остановки шаблона его извлекают из скважины, по результатам осмотра его наружной поверхности составляют план дальнейшего обследования.

Расположение посторонних предметов определяют с помощью печатей — плоских и конусных.

При исследовании фонтанных и компрессорных скважин лебед­ку для скважинных измерений следует устанавливать с наветрен­ной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец скважины с роликом или лубрикатор. Спускать скважинные при­боры при неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика во время спуска и подъема прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.

В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора скважинный прибор устанавливают на полностью закрытую буферную задвиж­ку. Перед его извлечением давление в лубрикаторе снижают до ат­мосферного через запорное устройство, установленное на отводе. При подъеме прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.

При спуске и подъеме скважинного прибора запрещается под­ходить к кабелю или проволоке-канату и браться за него руками. В процессе эксплуатации скважин, проведения различных ра­бот по текущему ремонту, воздействию на пласт и т. п. могут про­исходить неполадки, приводящие к разрушению, прихвату и дру­гим явлениям, в результате чего часть внутрискважинного обору­дования остается в скважине и не может быть извлечена обычны­ми методами.

Наиболее часто встречаются следующие виды аварий.

При эксплуатации скважин:

1) прихват одного или двух рядов НКТ в результате образования сальника из продуктов коррозии труб или песчаной пробки;

2) полет одного или двух рядов НКТ;

3) прихват колонны НКТ со скважинным насосом и защитным приспособлением в результате образования песчаной пробки;

188

4) полет НКТ со скважинным насосом и штангами;

5) обрыв колонны насосных штанг;

6) полет агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него;

7) обрыв кабеля.

При текущем ремонте:

1) обрыв каната во время чистки песчаной пробки пикой или же­лонкой;

2) обрыв колонны промывочных труб при промывке песчаной пробки;

3) обрыв каротажного кабеля при исследовании скважины;

4) падение в скважину предметов при спуско-подъемных работах.

Анализ перечисленных, наиболее часто встречающихся аварий показывает, что при ремонте необходимо выполнять следующие операции:

1) расхаживание, т. е. медленное перемещение внутрискважин­ного оборудования при приложении к нему усилий, соизмеримых
с максимальными, обусловленными прочностью труб; 

2) захват и освобождение с помощью инструмента колонны
штанг или труб, находящейся в скважине. Причем зона, за кото­рую проводится захват, может иметь резьбу (отвинченная муф­та), не иметь со (разрушение произошло по телу трубы или штан­ги), или быть значительно деформированной.

3) отделение верхней части колонны (отвинчивание или отрезка) от нижней;

4) обработку верхнего деформированного торца упавшей части
колонны для возможности проведения дальнейших работ по ее из­
влечению;

5) определение состояния и характера разрушения верхнего торца упавшей части колонны;

6) захват инструментом отдельных мелких предметов или канатов, кабелей и т. д.

При ловильных работах используют: для подъема и спуска
труб и штанг агрегаты для текущего и капитального ремонтов
скважин. гидравлические домкраты; для промывки скважины —
промывочные агрегаты; для захвата внутрискважинного оборудования – метчики, труболовки, колокола и т. п.

Инструмент и приспособления для выполнения этих основных

операций были описаны в предыдущей главе.

Рассмотрим технологии проведения наиболее часто встречающихся ловильных работ.

⇐ Предыдущая27282930313233343536Следующая ⇒

Поделиться: