Методическое указание к выполнению практических занятий по дисциплине «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», специа-лизации 090603 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения (стр. 3 )

- кислотный агрегат А на базе КРАЗ 250 или УНЦ 25х25 на базе КРАЗ 65101 или АЦК 5,5 на базе КАМАЗ 4310 – 1 шт;

- осреднительная емкость для смешивания компонентов объемом от 5 до 10 м3 – 1 шт.;

- каротажный подъемник – 1 шт.;

- блок емкостей для приготовления технологических жидкостей – 1 шт.;

- устьевая арматура;

- теплообменник – 1 шт.;

- компрессор – 1 шт.;

- трактор-бульдозер – 1 шт.;

- вагон-домики.

2.2 Химические реагенты и материалы для осуществления

технологического процесса

При осуществлении технологического процесса необходимы следующие химические реагенты:

- концентрированная соляная кислота;

- фтористоводородная кислота;

- гидрооксид натрия NaOH – каустическая сода;

- бифторид-фторид аммония;

- поверхностно-активные вещества;

- натрий-карбоксиметилцеллюлоза;

- гидроксиэтилцеллюлоза;

- кальцинированная сода;

- уксусная кислота;

- водопоглотители;

- соли – NaCl, KCl;

- гексановая или бензольная фракция, стабильный конденсат, дизельное топливо, сырая нефть, ингибитор коррозии;

- вода пресная или слабоминерализованная.

Соляная кислота синтетическая (НСl). Выпускается согласно ТУ или согласно ТУ -ОП-212-95, кислота соляная ингибированная из абгазов хлорорганических производств с ингибитором кислотной коррозии металлов. Содержание хлористого водорода в соляной кислоте должно составлять от 22 до 23%. Соляная кислота должна содержать не более 0,03% сульфатов в пересчете на (SO4)–. Большое содержание сульфатов приводит к образованию гипса и без-водного сульфата кальция. Хлорное железо содержится в кислоте и образуется в результате коррозии емкостей, предназначенных для хранения и транспортировки и его содержание не должно превышать 0,03%. Соляная кислота поставляется в железнодорожных цистернах емкостью от 25 до 60 м3.

Фтористоводородная (плавиковая) кислота HF - ГОСТ 2567-89 содержит не менее 40% HF, кремнефтористоводородной кислоты не более 0,4% и серной кислоты H2SO4 не более 0,05%. Фтористоводородная кислота транспортируется и хранится в пластмассовых или полиэтиленовых бутылях объемом 5; 20 и 50 литров.

Для проведения глинокислотных обработок может использоваться ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной согласно ТУ 91, выпускаемая Уральским ПО «Галоген». Массовая доля фтористого водорода в пределах 3-5%, скорость растворения стали Ст3 не должна превышать при 20°С не более 0,35 г/(м2×ч).

Бифторид-фторид аммония (БФА) – композиция из двух химических веществ NH4F × HF + NH4F заменяет использование товарной плавиковой кислоты, которая образуется непосредственно в результате взаимодействия БФА и соляной кислоты НСl. БФА представляет собой бесцветное вещество, которое разлагается при нагревании, хранится и транспортируется обычными методами. Для этой цели используются двойные мешки (полиэтиленовые) или бочки с полиэтиленовой внутренней оболочкой.

Гидрооксид натрия (каустическая сода) NaOH - гидрооксид натрия представляет собой бесцветную непрозрачную кристаллическую массу плотностью 2,02 г/см3, хорошо растворимую в воде. Поставляется в твердом виде в железных бочках массой от 100 до 200 кг или в виде раствора от 40 до 47% концентрации. Может применяться для очистки прискважинной зоны от остатков буровых растворов.

Кальцинированная сода Na2СО3 - карбонат натрия и белый мелкокристаллический порошок плотностью 2500 кг/м3 (ГОСТ 5100-85) с содержанием основного вещества до 99%. Растворяется в воде и не растворяется в органических растворителях. Максимальная растворимость около 34% при 34°С. Водный раствор Na2СО3 имеет рН=12. Поставляется в бумажных мешках массой 60 кг.

Поверхностно-активные вещества:

- ОП-10 (оксиэтилированный алкилфенол). Плотность от 1060 до 1080 кг/м3. Хорошо растворим в мягкой и жесткой воде, этаноле, бензоле, практически не растворяется в уайт-спирте, дизтопливе, не выпадает в осадок из разбавленных растворов минеральных кислот, солей и щелочей. Адсорбируется на поверхности кварцевого песка от 0,4 до 0,6 мг/г, полимиктового - от 1,0 до 10,0 мг/г. Выпускается по ГОСТ 8433-81. Товарная форма ОП-10 - транспортируется в бочках емкостью 200 л и цистернах;

- неонол АФ9-12 (оксиэтилированный нонилфенол). Температура помутнения раствора 75°С, застывания от 13 до 20°С. Выпускается Нижнекамским нефтехимкомбинатом по ТУ 38.Поставляется в цистернах и бочках. Из-за высокой температуры застывания неонол АФ9-12 поставляется в товарной форме типа СНО-3 по ТУ 38 или СНО-4 по ТУ 003088 с температурой замерзания от минус 15 до минус 40°С.

Загустители кислотных растворов:

- натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Выпускается по ОСТ . Предпочтение следует отдавать КМЦ с высокой степенью полимеризации (более 600), позволяющей при низкой концентрации фокулировать глинистые минералы. У КМЦ с высокой степенью полимеризации повышается предел солестойкости и термостабильности растворов. КМЦ поставляется в бумажных мешках весом по 25 кг;

- гидроксиэтилцеллюлоза-сульфацелл (ГЭЦ). Выпускается по ТУ 10-91. Представляет собой белый или желтовато-белый продукт, который легко растворим в холодной или горячей воде, образуя растворы различной вязкости. ГЭЦ производится нескольких марок, которые отличаются вязкостными характеристиками и массовой долей воды в готовом продукте.

Замедлитель кислотной реакции:

- уксусная кислота - СН3СООН - кислота уксусная синтетическая и синоним уксусная лесохимическая техническая очищенная (ГОСТ 6968-76). Уксусная кислота – бесцветная жидкость, которая легко смешивается с водой, этиловым спиртом, ацетоном. Температура застывания от минус 20 до минус 35°С при концентрации 10% и 50%. Товарную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных и специальных алюминиевых емкостях.

Водопоглотители:

- метиловый спирт (метанол) СН3ОН - бесцветная жидкость, плотность при температуре 20°С - 796 кг/м3. Поверхностное натяжение при 20°С – 22,6×10-3 н/м2. Смешивается в любых соотношениях с водой, диэтиловым спиртом, ацетоном;

- ацетон (диметилкетон) СН3СОСН3 – бесцветная жидкость, плотность при температуре 20°С - 791 кг/м3. Поверхностное натяжение при 20°С – 23,7×10-3 н/м2. Неограниченно смешивается с водой, этанолом, диэтиловым эфиром.

Ингибиторы коррозии:

- реагент БА-6 (ТУ ) – продукт конденсации бензиламина с уротропином. Вязкая жидкость светло-коричневого цвета с плотностью 1058 кг/м3, вязкостью при 20оС - 65 МПа×с. Нерастворим в воде. Степень ингибирующего действия при концентрации ингибитора 1 г/л при температуре 100оС составляет 98 %. Стабилен, не реагирует в присутствии солей трёхвалентного железа, нетоксичен;

- катапин А – алкилбензил пиридиний хлорид, представляет собой катионоактивное ПАВ. Содержание его при обычных условиях - 0,05%, при температуре 80оС и продолжительном воздействии на сталь - от 0,1 до 0,2%. При температуре свыше 80оС реагент малоэффективен;

- катапин В-300 (ТУ ) – жидкость со слабым аминовым запахом, растворяется в ацетоне и кислотах. Предотвращает коррозию стали в 20% растворе соляной кислоты. Ингибирующее действие при температуре до 60оС составляет от 97 до 98%. Поставляется в виде водного раствора;

- катапин К (ТУ ) – близок по своей природе катапину А. Рекомендуемое содержание при температуре от 20 до 40оС составляет 0,1%. Применим до температуры 110оС при содержании HCl до 25%;

- реагент ПБ-5 (ТУ МХП ) – продукт конденсации анилина с уротропином в присутствии катализатора (формалина). Применим до температуры 100оС и содержанием HCl до 22%. При содержании HCl более 22% разлагается. Нетоксичен;

- реагент П-1-В (ТУ ) – смесь полиалкилпиридинов. Вязкая жидкость плотностью от 1250 до 1350 кг/м3 и вязкостью при 20оС от 800 до 1200 мПа×с. Температура вспышки 173оС, самовоспламенения - 483оС. Хорошо растворим в воде, спирте, соляной, серной и других сильных кислотах. Защитное действие в 15% HCl по отношению к стали – 99% при температуре 50оС.

3 Подготовительные работы

перед интенсификацией притока

3.1 Организация работ, подъездных путей, транспортировки

оборудования и подготовительных работ к монтажу

койлтюбинговой установки

Проведение работ по интенсификации притока с помощью койлтюбинговой установки осуществляется по специальному плану.

Исходя из технических возможностей койлтюбинговой установки, экономической целесообразности проведения работ, принимается предложенный объем работ, согласовываются сроки проведения работ. Проводится осмотр подъездных путей и составляется акт с указанием замечаний и сроков их устранения. Указываются места утилизации жидких и сыпучих реагентов, полученных в процессе проведения работ (песок, парафин, метанол и др.).

Подъездные пути для транспортировки койлтюбинговой установки должны отвечать следующим условиям:

- дороги должны быть спланированы, при необходимости отсыпаны щебнем или шлаком, очищены от снега, не иметь колеи;

- боковой уклон дороги не должен превышать 15 градусов, а продольный – 26 градусов;

- наличие мостов, ледовых переправ грузоподъемностью не менее 45 т;

- отсутствие свежей отсыпки песком без твердого покрытия для установки на дорожном шоссе;

- высота проезжей части под эстакадами должна быть не менее 4,5 м.

Территория кустовой площадки должна отвечать следующим требованиям:

- территория площадки должна быть спланирована в радиусе 30 м со стороны установки оборудования, при необходимости отсыпаны щебнем, зимой очищены от снега;

- отсутствие свежей отсыпки песком без твердого покрытия;

- при необходимости демонтируются электрические кабели, трубопроводы, манифольды и другое промысловое оборудование.

Перед началом транспортировки койлтюбинговой установки проводится трасса передвижения, определяются опасные участки.

Работа по транспортировке койлтюбинговой установки считается завершенной после установки ее на подготовленной площадке рядом с планируемой для работ скважиной.

Расстановка оборудования, спецтехники ведется согласно «Типовой схемы размещения оборудования, техники и противопожарных средств при интенсификации притоков углеводородов в скважины с помощью койлтюбинговой установки», приведенной на рисунке 1.

3.2 Монтаж койлтюбинговой установки

Монтаж койлтюбинговой установки проводится в следующем порядке:

- койлтюбинговая установка монтируется на скважине с допуском поворота платформы относительно оси подъемника на угол до 15 градусов;

- закрывается лубрикаторная задвижка, давление в лубрикаторе стравливается до атмосферного. Демонтируется исследовательская площадка с лубрикатором с помощью крана-манипулятора;

- устанавливается переходный фланец на лубрикаторной задвижке;

- гидроманипулятором производится монтаж превенторного оборудования с инжектором, в отдельных случаях устанавливается спецлубрикатор в соответствии с планом работ;

- цементировочные агрегаты устанавливаются в соответствии с рисунком 1 и обвязываются манифольдной линией с койлтюбинговой установкой;

- монтируются и надежно закрепляются выкидные линии, производится опрессовка нагнетательной линии, превенторного оборудования;

- после монтажа койлтюбинговой установки и оборудования на площадке проверяется техническая исправность оборудования мастером бригады и машинистом.

По окончанию подготовительных работ оформляется пусковая документация. Разрешение на проведение работ по интенсификации притоков с помощью койлтюбинговой установки выдает пусковая комиссия в соответствии с [2, 3].

Принципиальная схема обвязки устья скважин приведена на рисунке 2.

3.3 Подготовительные работы

перед кислотной обработкой скважины

При проведении работ по кислотной обработке скважин необходимо:

- прошаблонировать НКТ, отбить забой скважины;

- провести комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, уточнить параметры работы скважины;

- провести ряд контрольных замеров параметров работы скважины, дебита, трубного и затрубного давлений, отобрать от двух до трех проб пластового флюида,

- определить обводненность продукции [4];

- заглушить скважину с помощью койлтюбинговой установки [5].

4 Технология проведения работ

4.1 Cпуск безмуфтовой длинномерной трубы

Перед спуском безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) проверяется состояние контрольно-измерительных приборов (КИП) и прибора – регистрации основных параметров технологического процесса, производится опрессовка линии глушения на полуторакратное ожидаемое рабочее давление и закрываются глухие плашки превенторов (ГП 65/48 х35) и надкоренная задвижка фонтанной арматуры. Затем открывается буферная задвижка фонтанной арматуры и через линии глушения производится опрессовка глухих плашек превенторов на полуторакратное максимальное ожидаемое рабочее давление. После опрессовки давление в блоке превенторов снижается до нуля и открываются глухие плашки.

Рукоятка распределителей натяжения-разматывания трубы устанавливается в положение «Натяжение» и проверяется давление привода барабана по манометру «Мотор» на пульте в кабине управления, при необходимости давление восстанавливается до 4,0 МПа вентилем «Давление привода барабана», а рукоятка «Тормоз барабана» устанавливается в положение «Спуск» и БДТ через блок превенторов заводится в фонтанную арматуру. Затем закрываются трубные плашки блока превенторов с помощью рукоятки распределителя «Управление плашками превентора» и через стационарную нагнетательную линию проводится опрессовка нижнего обратного клапана давлением в 10 МПа.

Монтируется задавочная линия койлтюбинговой установки и подключается цементировочный агрегат. Опрессовку трубных плашек блока превенторов на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего

 

давления опрессовывают подачей жидкости (вода при положительной температуре и незамерзающая жидкость при отрицательной температуре) в БДТ при закрытой надкоренной задвижке фонтанной арматуры. После опрессовки давление плавно снижают до нуля и открывают трубные плашки превентора. Производится опрессовка через БДТ герметизатора, задавочной линии, включая вертлюг, БДТ, ПВО и соединений между герметизатором, блоком превенторов и фонтанной арматурой на полуторакратное давление от ожидаемого при закрытой надкоренной задвижке с выдержкой 10 минут.

Перед спуском БДТ в скважину проверяется давление закрытия герметизатора, открывается надкоренная задвижка, устанавливается минимальное давление герметизации БДТ при устьевом давлении скважины.

С помощью гидровентилей «Прижим колодок» регулируется давление прижима колодок в зависимости от величины нагрузки, при которой предстоит тянуть или толкать БДТ, натяжение цепи инжектора регулируется гидровентилями натяжения, контролируется по манометру.

Спуск БДТ в скважину проводится со скоростью не более 0,3 м/с до необходимой глубины. При спуске контроль тягового усилия осуществляется по манометру «Спуск», а регулировка скорости спуска БДТ осуществляется бурильщиком в диапазоне скоростей до 0,4 м/с.

4.2. Технология установки кислотных и щелочных ванн

При спущенной БДТ на 2-5 м ниже интервала перфорации промывают скважину технической водой, обработанной ПАВ и гидрофобизирующими добавками с целью снижения коррозии оборудования. Для обеспечения выноса крупных частиц воду загущают 2% КМЦ [6, 7].

По БДТ закачивают кислотный или щелочной раствор и продавливают его в интервал перфорации при открытом затрубном пространстве между лифтовой колонной и БДТ.

При установке кислотных ванн используется раствор 15% HCl, а при установке щелочных ванн - раствор 15% NaOH:

- время установки кислотных ванн изменяется от 2 до 6 часов [6];

- щелочная ванна выдерживается до 24 часов.

Объем раствора кислоты или щелочи V, м3, определяется объемом скважины в интервале продуктивного пласта:

V = 0,785×D2вн. × (h+20)-0,785×d2н × (h+20), (1)

где h - толщина интервала перфорации, м;

Dвн. - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

dн. - наружный диаметр НКТ, м.

Для удаления продуктов реакции скважина промывается технической водой с добавками ПАВ и гидрофобизирующих веществ [8] или конденсатом с периодической закачкой газовых “пачек” при наличии скважины-донора или азотно-буферной установки.

4.3 Обработка прискважинной зоны пласта

кислотными составами

Технологический процесс проводится с использованием концентрированных растворов соляной кислоты или глинокислоты. Объем закачки определяется из расчета глубины проникновения фильтрата бурового раствора и составляет от 0,4 до 1,0 м3 на 1 м эффективной перфорированной толщины (таблица 5). Задавливание кислотного раствора в пласт проводится с помощью цементировочного или кислотного агрегатов [9].

Таблица 5 - Зависимость объемного расхода реагента на единицу толщины пласта от радиуса обработки прискважинной зоны при различной пористости горной породы

Радиус обработки, м	Объем реагента (м3) при различной пористости (%) пород
13,0 %	15,0 %	17,0 %	19,0 %	21,0 %	23,0 %	25,0 %	27,0 %
0,5	0,10	0,11	0,13	0,15	0,16	0,18	0,19	0,21
0,6	0,14	0,17	0,19	0,21	0,23	0,26	0,28	0,30
0,7	0,20	0,23	0,26	0,29	0,32	0,35	0,38	0,41
0,8	0,26	0,29	0,34	0,38	0,42	0,46	0,50	0,54
0,9	0, 33	0,38	0,43	0,48	0,53	0,58	0,64	0,68
1,0	0,41	0,47	0,53	0,59	0,66	0,72	0,78	0,84
1,1	0,49	0,56	0,64	0,72	0,72	0,87	0,91	1,02
1,2	0,59	0,68	0,77	0,86	0,95	1,04	1,08	1,13
1,3	0,69	0,79	0,90	1,00	1,11	1,22	1,32	1,43
1,4	0,80	0,92	1,04	1,17	1,29	1,41	1,53	1,66
1,5	0,92	1,06	1,20	1,34	1,48	1,62	1,76	1,90
1,6	1,0	1,2	1,36	1,52	1,68	1,84	2,01	2,17
1,7	1,18	1,36	1,54	1,72	1,90	2,08	2,26	2,45
1,8	1,32	1,52	1,73	1,93	2,13	2,33	2,54	2,74
1,9	1,47	1,7	1,92	2,15	2,38	2,60	2,83	3,06
2,0	1,63	1,89	2,13	2,38	2,63	2,89	3,14	3,39
2,1	1,80	2,07	2,35	2,68	2,90	3,18	3,46	3,73
2,2	1,97	2,27	2,58	2,88	3,19	3,49	3,80	4,10
2,3	2,16	2,49	2,82	3,15	3,49	3,82	4,14	4,48
2,4	2,35	2,71	3,08	3,43	3,80	4,16	4,52	4,88
2,5	2,54	2,94	3,33	3,73	4,12	4,51	4,90	5,30
2,6	2,75	3,18	3,61	4,03	4,46	4,88	5,33	5,52
2,7	2,97	3,43	3,89	4,36	4,80	5,26	5,72	6,18
2,8	3,20	3,69	4,18	4,68	5,17	5,66	6,15	6,64
2,9	3,43	3,95	4,49	5,02	5,54	6,07	6,60	7,13
3,0	3,67	4,23	4,80	5,37	5,93	6,50	7,06	7,63
3,1	3,92	4,52	5,13	5,73	6,34	6,94	7,54	8,15
3,2	4,17	4,82	5,47	6,11	6,75	7,39	8,04	8,68

Обработка ПЗП кислотными растворами под давлением применяется в слабопроницаемых породах и для увеличения зоны проникновения кислотного раствора в пласт. Схема проведения работ состоит в следующем: