Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ

Вкачестве отмывающих ПАВ обычно применяются неионогенные (оксиэтилированные алкилфенолы) и анионные ПАВ (сульфированные оксиэтилированные алкилфенолы, карбоксилированные оксиэтилированные алкилфенолы, сульфированные алкилбензолы) и т.д.

Комплексообразователи и восстановители. При любой кислотной обработке кислота неизбежно аккумулирует в себе ионы железа. Железо может попадать в кислоту как в результате коррозии и растворения коррозионных отложений металлических скважинных конструкций, так и в результате растворения железосодержащих минералов пласта. Повышение концентрации ионов железа в кислоте очень опасно, т.к. по достижении определенной концентрации железа в растворе и определенного значения pH кислоты (рост pH по мере расходования кислоты), возможно выпадение осадков гидроксида железа. При превышении значения pH > 2 начинается выпадение осадка гидроксида железа III. Выпадение гидроксида железа II не должно вызывать опасения, т.е. его осадки образуются при гораздо более высоком значении pH (pH > 7).

Существует два метода борьбы с выпадением гидроксида железа: применение комплексообразователей либо восстановителей. Комплексообразователи связывают ионы железа, делая его неактивным, т.е. неспособным вступать в химические реакции, в то время как восстановители за счет окислительно-восстановительной реакции переводят ионы железа III в ионы железа II, не способные к осадкообразованию при кислом pH.

Вкачестве комплексообразователей могут выступать этилендиаминтетроуксусная кислота и ее соли, нитрилтриуксусная кислота, оксиэтилендифосфоновая кислота и т.д., а в качестве восстановителей могут выступать аскорбиновая кислота и ее изомеры.

Растворители АСПО. Помимо отмывающих ПАВ для растворения АСПО с забоя скважины и ПЗП могут применяться растворители АСПО. Выбор растворителя АСПО на каждом месторождении индивидуален и зависит от состава отложений, прочности осадка, способа эксплуатации скважин. Для увеличения эффективности удалителей АСПО также применяются составы, содержащие углеводородный растворитель и различные поверхностно-активные вещества. ПАВ,

52

вводимые в составы, повышают поверхностную активность растворителей и эффект диспергирования АСПО.

В качестве наиболее эффективных растворителей могут использоваться ксилол, толуол, этилбензол, стирол, дизельное топливо или нефрасы.

Понизители трения. Используются в основном при кислотных обработках через колтюбинг. Они подавляют турбулентность жидкости (меняя поток жидкости с турбулентного на ламинарный) и позволяют уменьшить потери давления на трение в гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), по которым происходит закачка кислоты в скважину и пласт. Это дает возможность передать на забой дополнительную гидравлическую мощность, повышая таким образом эффективность операции и снижая ее себестоимость, особенно когда идет закачка технологической жидкости с высокой скоростью вниз по ГНКТ малого диаметра. В этом случае низковязкие водные или углеводородные жидкости стремятся развивать высокую турбулентность, которая трансформируется в высокие сопротивления движению жидкости. Подавление турбулентности может достигаться путем введения в технологическую жидкость различных полимеров. Чаще всего этим полимером является полиакриламид, добавляемый в низких концентрациях.

Стабилизаторы глин. Многочисленные исследования показывают, что глины, присутствующие в продуктивных пластах, могут понижать эффективность обработки. Процентное содержание присутствующих глин может быть не столь важным фактором в сравнении с типом и местоположением глин. Фильтрация водной жидкости в пласт, особенно кислот, может вызвать набухание глин и их миграцию через поровую систему породы пласта. Оба этих явления приводят к закупорке поровых каналов породы, тем самым серьезно снижая проницаемость пласта. Предотвратить набухание и миграцию глин представляется возможным при помощи агентов-стабилизаторов глин. Общераспространенным агентомстабилизатором глин является хлорид калия и четвертичные аммониевые соединения. В случае применения фторсодержащих кислот при кислотной обработке, использование хлорида калия нежелательно, поэтому в данном случае предпочтительнее использовать четвертичные аммониевые соединения, хоть и в больших концентрациях. Стабилизаторы глин взаимодействуют с реакционными

53

центрами глин и не дают возможности молекулам воды вступить в контакт с этими центрами.

Пеногасители. Пеногасители препятствуют способности других ПАВ образовывать пену в процессе подготовки и производства технологической жидкости, таким образом, облегчая процесс подготовки и проведения кислотной обработки. Пеногасители предотвращают образование пены, но не разрушают ее. Пеногасителями могут являться кремнийорганические соединения типа силоксанов или пропиленгликоли.

Оборудование для тестирования жидкостей для кислотных обработок

Для проверки пригодности воды, углеводородных жидкостей и кислот необходимо всегда проводить стандартизированный набор лабораторных исследований, гарантирующих максимальный эффект от обработки и минимизацию рисков в процессе обработки.

Температура кислотного состава может определяться при помощи термометров различной конструкции. Температура влияет на реакционную активность кислоты и на коррозию металлов.

Другой важной характеристикой правильно приготовленной технологической жидкости для кислотной обработки является водородный показатель среды pH. В зависимости от величины pH может изменяться направление и скорость протекания многих химических реакций, степень коррозионной агрессивности кислотного состава и другие показатели.

Для определения концентрации водородных ионов (рН) необходимо подвергать испытанию только водные растворы кислотных композиций.

Для определения показателя концентрации ионов водорода в технологической жидкости используют лабораторные рН-метр-милливольтметры. Для измерения рН испытуемый раствор наливают в специальный стакан и погружают в него электроды. Величину рН определяют по шкале прибора только после того, как показания примут установившиеся значения.

Вслучае невозможности использования pH-метра для определения

водородного показателя среды и концентрации кислоты в растворе может

54

применяться метод титрования.

Плотность кислотного состава является общим показателем качества для источника воды, самой кислоты и готового кислотного состава. Плотность определяется при помощи ареометра. Ареометр помещается в жидкость и по степени его погружения (по шкале) определяется значение плотности жидкости.

Также в набор базовых исследований водных жидкостей входит определение различных ионов и солей. При помощи специальных титрующих приборов и экспресс методик определяется содержание железа, бикарбонатов и солей жесткости в воде, предназначенной для приготовления кислотного состава. Избыточное содержание солей будет обуславливать выпадение осадков соединений железа при взаимодействии кислоты с породой. Содержание бикарбонатов и солей будет влиять на концентрацию целевой кислоты в растворе и образование нежелательных осадков при взаимодействии кислоты с упомянутыми солями, а также при взаимодействии кислоты с породой пласта.

Приготовление кислотных составов обычно производится при помощи следующего лабораторного оборудования: перемешивание – при помощи электрических мешалок либо специализированных блендеров. Также в некоторых случаях допускается ручное перемешивание. Нагрев жидкости до заданной температуры осуществляется при помощи водяных бань различной модификации.

Для определения пригодности кислотных составов для матричных обработок прибегают к следующим тестированиям: Температурная стабильность; Растворимость (карбонатной породы, кварца, бентонитовой глины); Набухание глин; Межфазное натяжение; Коррозионная активность; Совместимость с пластовыми флюидами; Вторичное осадкообразование после нейтрализации кислоты; Фильтрация через пористую среду при термобарических условиях пласта.

Определение стабильности кислотного состава. Температурная стабильность технологических жидкостей является одним из важнейших показателей, характеризующих рабочие температурные пределы применения таких жидкостей.

Выпадение осадков, выделение газов, разделение состава на составляющие фазы при нагреве кислотных композиций приводят к изменению начальных рабочих характеристик этих композиций и недопустимо. Для определения температурной

55

стабильности кислотную композицию нагревают и выдерживают в термошкафу при пластовой температуре в течение заданного времени. В случае выпадения осадка, разделения системы на фазы, помутнения или образования пленки на поверхности состава, эксперимент прекращается.

Определение скорости растворения карбонатной породы, кварца и глины.

Для определения реакционной активности кислотного состава по отношению к отдельным элементам породы, проводятся тесты на растворение карбонатов, кварца и глины. Скорость растворения пород будет зависеть от состава применяемой кислотной композиции и типа пород, с которыми вступает в реакцию эта кислотная композиция.

Для проведения испытания используются мраморные кубики, кварцевые цилиндры, глина (в зависимости от типа испытания). Исследуемую породу известной массы помещают в лабораторный стакан, заливают исследуемым составом и помещают на заданное время в термошкаф с установленной пластовой температурой. По истечении заданного времени образец породы достается, промывается, сушится и определяется потеря массы образца. При проведении исследований при температуре выше 95оС, применяются толстостенные металлические бомбы.

Определение влияния кислотного состава на набухание глин. Под набухаемостью понимают способность глинистых пород увеличивать свой объем при контакте с водой или водными растворами. Процесс набухания сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания. Набухаемость глинистых пород является их важным свойством, которое необходимо учитывать при эксплуатации скважин.

Для определения набухания глины берется глина, помещается в специальную камеру, подсоединенную к измерительному прибору Мессура (индикатор часового типа), камера помещается в исследуемый кислотный состав и выдерживается заданное время. По изменению индикатора определяется набухание глины.

Определение совместимости кислотной композиции с пластовыми флюидами. В лабораторных условиях обычно измеряется совместимость кислотного состава с пластовой водой и с пластовой нефтью. Для определения совместимости

56

кислоты с пластовой водой, анализируемый кислотный состав соединяют с пластовой водой и тщательно перемешивают. Эксперимент проводится при комнатной и пластовой температурах. В ходе эксперимента визуально наблюдают, образуется осадок или нет. Раствор оставляют под наблюдением на 24 часа. При выпадении осадков эксперимент прекращается. Взаимодействие кислотного состава с нефтью оценивается при их смешении, термостатировании и контроле разделения фаз и выпадения осадков по прошествии заданного времени. В случае полного разделения фаз и отсутствии осадка на сите, через которое пропускается данная смесь, считается, что исследуемый кислотный состав полностью совместим с нефтью.

Определение интенсивности вторичного осадкообразования. Определяется методом титрования. В качестве источников ионов железа использовался раствор хлорида железа. В пробирку помещают испытуемый кислотный состав и добавляют хлорид железа, затем пробирку встряхивают для получения однородного раствора. Из бюретки по чуть-чуть добавляют раствор гидроксида натрия, перемешивают и определяют рН среды. Титрование ведут до достижения значения рН 3-4 и визуально наблюдают появление осадка (бурый осадок говорит об образовании гидроокиси железа III). В случае отсутствия осадка увеличивают расход хлорного железа, а если образовался осадок, то расход хлорного железа уменьшают. За вторичное осадкообразование принимают максимальное количество хлорного железа, которое не выпало в осадок при рН равном 3-4. Опыты проводятся при пластовой температуре.

Определение межфазного натяжения на границе кислота/углеводород. Для определения межфазного натяжения на границе раздела фаз используют сталагмометр или более современный тензиометр. Тензиометр - это прибор для определения поверхностного натяжения по изменению формы капли исследуемого вещества в керосине при вращении ячейки прибора (керосин и исследуемая жидкость должны быть несмешивающимися).

Определение коррозионной активности состава. Оценка коррозии может проводиться в статических и динамических условиях. В обоих случаях исследуется воздействие кислоты на стальные пластинки. Зачищенные пластинки измеренной

57

массы помещаются в кислотный состав и выдерживаются определенное время. После испытания определяется потеря массы стальной пластины, которая не должна превышать допустимого значения (0,02 г/м2 час). Для исследования коррозии в динамических условиях применяется специальный прибор с мешалкой, который создает постоянную циркуляцию кислоты в системе, а в случае испытаний в статических условиях, стальные пластины помещаются в простой лабораторный стакан, наполненный исследуемым кислотным составом на определенное время.

Фильтрационная ячейка высокой температуры и давления. Наиболее сложным методом анализа кислотных составов является тест с использованием фильтрационной ячейки высокой температуры и давления. Такая фильтрационная ячейка позволяет охарактеризовать фильтрационные и реакционные свойства жидкости, позволяет определить начальную и остаточную проницаемость породы коллектора, давая возможность оценить эффект воздействии технологической жидкости на пласт (эффект от матричной обработки). Данный анализ требует наличие специальной ячейки, в которую закладывается натуральный керн, с последующей герметизацией ячейки. Температура системы при помощи нагревательных элементов доводится до пластовой и производится фильтрация исследуемой технологической жидкости через керновую модель. Жидкость фильтруется под давлением газа или вытесняющей жидкости, создаваемым специальными насосами. Также фильтрационная установка позволяет создавать противодавление, имитирующее сопротивление пластовой жидкости, а также боковое давление на систему, имитирующее давление горных пород. По изменению давления в процессе прокачки технологических жидкостей через систему определяется влияние кислотных составов на образец керна.

Для проведения тестирования углеводородных жидкостей применяются дополнительные приборы, для оценки пожаровзрывобезопасности этих жидкостей (бомба Рейда для определения давления насыщенных паров и приборы различных конструкций для получения значения температуры вспышки). Эти приборы являются аналогичными оборудованию для тестирования жидкостей ГРП и были подробно рассмотрены в разделе «Оборудование для тестирования жидкостей ГРП».

58

Глушение скважин

Введение

Глушение скважины – это процесс, при котором работа скважины останавливается на определенный промежуток времени (прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины или поглощения технологической жидкости скважиной) для осуществления в ней ремонтов различного типа и на подготовительном этапе перед проведением различных геолого-технических мероприятий (ГРП, кислотные обработки и т.д.). Глушение осуществляется посредством специальных технологических жидкостей, называемых жидкостями глушения, которые могут быть как на углеводородной, так и на водной основе с добавкой различных химических реагентов, придающих специфические свойства таким жидкостям глушения. Процесс глушения является необходимой неотъемлемой частью технологических операций на скважине, гарантирующий поддержание скважины в нерабочем состоянии, т.е. предотвращающий газонефтеводопроявление и обеспечивающий сохранность технического персонала и оборудования при проведении внутрискважинных операций.

Существует три режима работы скважины, от которых будет зависеть выбор технологии глушения. Первый режим: когда пластовая энергия компенсируется энергией гидростатического столба пластовой жидкости в скважине. При таком режиме плотность жидкости глушения должна быть равной плотности пластовой жидкости для обеспечения контроля над скважиной. Второй режим: когда пластовая энергия больше энергии гидростатического столба пластовой жидкости в скважине и скважинная добыча пластового флюида происходит свободно, без приложения дополнительной энергии, обеспечиваемой насосным скважинным оборудованием. При таком режиме плотность жидкости глушения должна быть выше плотности пластовой жидкости для обеспечения дополнительного противодавления на забой скважины для компенсации пластовой энергии и поддержания скважины в заглушенном состоянии. Третий режим: когда пластовая энергия меньше энергии гидростатического столба пластовой жидкости в скважине, а скважинная добыча пластового флюида может происходить только при помощи насосного скважинного

60

оборудования, обеспечивающего дополнительную энергию для подъема пластового флюида. При таком режиме плотность жидкости глушения должна быть меньше плотности пластовой жидкости во избежание передавливания скважинной жидкости в пласт (при высокой плотности жидкости глушения) и поддержания скважины заполненной для безопасного проведения скважинных операций.

В зависимости от пластовых характеристик (минералогический состав, пластовое давление и т.д.) применяется широкий спектр жидкостей глушения, которые могут закачиваться в скважину различными способами. Жидкости глушения могут быть как на водной, так и на углеводородной основе, а также смешанного типа. Жидкости глушения на водной основе: вода; солевые растворы; водно-спиртовые растворы; полисахаридные гели; пенные системы. Жидкости глушения на углеводородной основе: нефть; газоконденсат; гелированные жидкости; пенные системы. Жидкости смешанного типа: прямые эмульсии; обратные эмульсии.

Технологии глушения скважины

Способы (технологии) глушения: 1) Прямая промывка – жидкость глушения закачивается в скважину через насосно-компрессорные трубы (НКТ) с выходом скважинной жидкости через затрубное пространство; 2) Обратная промывка – жидкость глушения закачивается в скважину через затрубное пространство с выходом скважинной жидкости через НКТ. Способ глушения главным образом определяется удобством проведения технологической операции (в процессе глушения технологические жидкости могут закачиваться последовательно по схемам прямой и обратной промывок), но также может определяться агрессивностью технологической жидкости (необходимо исключить или обеспечить наименьшее время контакта агрессивной жидкости с обсадной эксплуатационной колонной). (рисунок 15)

61