ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Совершенствование технологии кислотных обработок из "Катионоактивные пав-эффективные ингибиторы в технологических процессах" При кислотных обработках в скважинах с повышенными забойными температурами (свыше 60 С) эффективность обработок снижается из-за быстрой нейтрализации кислотного раствора и отсутствия возможности воздействия активного раствора на удаленную зону пласта. Одновременно значительно возрастает коррозия подземного оборудования, потому что вводимые заводами в техническую кислоту ингибиторы при повышенных температурах снижают или вообще утрачивают свои защитные свойства, и в результате возникает опасность загрязнения пласта соединениями железа, снижения его коллекторских свойств и эффективности кислотного воздействия. Одновременно с этим уменьшается срок службы подземного оборудования, а также увеличивается возможность возникновения аварий при кислотных обработках или после них. [c.295] Установлено, что в состав забойных отложений, отобранных из скважин при опытных исследованиях, входит большое количество соединений железа, в том числе магнитной окалины, которые из-за высокой плотности не извлекаются полностью при обычных промывках в процессе подготовки скважин. Растворение неизвле-ченных при промывках соединений железа вызывает при солянокислотных ваннах и солянокислотных обработках дополнительное насыщение пласта этими соединениями. [c.295] Основной кислоторастворимой частью коллектора являются включения, содержащие соединения железа, алюминия, а также двуокись кремния. Указанные вещества в отработанных растворах могут образовывать гелеобразные осадки, значительно снижающие проницаемость призабойной зоны. [c.295] увеличении сроков нейтрализации кислотных растворов, более глубоком проникновении в пласт, уменьшении содержания в продуктах реакции количества солей железа. Это приведет к более облегченному и быстрому извлечению продуктов реакции или к оттеснению их вглубь пласта и значительному сокращению скорости кислотной коррозии подземного оборудования. [c.296] Суть щюцесса заключается в предварительном нанесении на поверхность металла скважинного оборудования защитной пленки реагента-гшгибитора, а также закачки подобного буферного раствора в пласт с целью гидрофобизации породы перед закачкой кислоты. [c.296] Перед проведением обработок необходимо обеспечить чистоту забоя и прифильтровой зоны скважины. Для этого необходима промывка скважины обычным раствором с постепенным допуском насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, а ниже до забоя — промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, но не снижающими проницаемость призабойной зоны. [c.297] В качестве жидкости с высокими пескоудерживающими свойствами рекомендуются 2 %-е растворы КМЦ в 5...20 %-х растворах хлористого натрия с добавкой 0,1 % ПАВ и 0,05 %-е растворы ПАА на пресной воде с добавкой 0,1 % НПАВ. Допускается применение вместо НПАВ катионных ПАВ. [c.297] Башмак насосно-компрессорных труб перед обработкой необходимо установить в середине фильтра. [c.297] В основу технологии обработки полимиктовых продуктивных горизонтов положены результаты лабораторных и промысловых исследований углеводородных растворов катионных ПАВ, обладающих высокими ингибирующими и гидрофобизируюши-ми свойствами. [c.297] Технология кислотной обработки включает в себя приготовление рабочих и буферных растворов и закачку их в скважину в определенной последовательности. [c.297] Приготовление рабочих и буферных растворов производят непосредственно на скважине или на растворном узле и заключается в нижеследующем. [c.297] Для приготовления 0,5 буферного раствора берут 50 л одного из реагентов и 450 л одной из рекомендуемых углеводород-ньгх жидкостей. Ингибитор СНПХ-6012 готов к употреблению без дополнительного разбавления. [c.298] Смешение реагентов с углеводородными жидкостями производят созданием круговой циркуляции (около 20 мин) с помощью насосного агрегата или с применением специальных устройств и механизмов. Для ускорения приготовления раствора с использованием КОА С17-С20 при наличии соответствующих условий температура должна быть около 60 С. [c.298] В связи с тем что основной фонд обрабатываемых скважин механизированный и, как правило, не может быть оперативно освоен после кислотного воздействия, для предотвращения вторичного осадкообразования предусматривается следующая фаза кислотного воздействия — продавка продуктов реакции вглубь пласта большими объемами низкоконцентрированного кислотного раствора. Для осуществления этой фазы кислотной обработки на растворном узле готовят 3...6 %-й раствор соляной кислоты с добавкой 0,5 % неионогенного ПАВ (неонол, превоцел и др.) в объеме, в 2...3 раза превышающем объем рабочего раствора. Кроме того, приготавливают необходимый объем продавочной жидкости. [c.298] Во время проведения работ по кислотному воздействию на скважине необходимо иметь насосный (ЦА-320), кислотный (Аз-30 (ЗОА)) агрегаты и автоцистерну. [c.298] Закачку приготовленных растворов в скважину производят после ее промывки в нижеследующей последовательности. [c.298] При солянокислотной ванне закачивают 12 %-й раствор НС1 с добавкой 0,2...0,5 % НПАВ и/или КПАВ. Объем кислотного раствора должен соответствовать количеству, необходимому для заполнения ствола скважины от забоя до уровня на 10...20 м выше верхних отверстий перфорации. Кислотную ванну предпочтительно осуществлять в динамическом режиме полоскание — попеременная продавка в насосно-компрессорные трубы и затрубье. После выдержки кислотной ванны в течение 1...3 ч следует вымыть продукты реакции. [c.299] При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают 0,4...0,5 м буферного раствора ингибитора. Далее закачивают необходимый объем солянокислотного раствора с добавкой 0,2...0,5 % НПАВ. Затем дополняют (при необходимости) пасос-по-компрессорные трубы продавочной жидкостью, чтобы рабочий кислотный раствор находился у башмака труб. Закрывают затрубное пространство и продавливают буферный и кислотный растворы в пласт давлением, не превышающим на затрубье давление опрессовки эксплуатационной колонны. [c.299] Если объем кислотного раствора превышает 5...6 м , производится повторная закачка 0,3...0,5 м буферного раствора, а затем — следующей порции кислотного раствора. Данная операция способствует восстановлению защитного адсорбционного слоя ингибитора на внутренних поверхностях скважинного оборудования и поровых каналов пласта, а также за счет очередной гидрофобизации увеличению радиуса воздействия активного кислотмого раствора. [c.299] Вернуться к основной статье