Закачка растворов кислот в скважину
Работы по нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.
При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.
Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.
При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.
Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
Перед закачкой кислоты в пласт закачать буфер-1- 1% водный раствор ПАВ в объеме равным 0.5м3 на метр вскрытой эффективной мощности.
Для обработки коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» рекомендуется использовать глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (12%) и плавиковой кислот (3-5%). В композицию для предотвращения выпадения в осадок нерастворимых солей железа необходимо добавить уксусную (лимонную или муравьиную) кислоту (1%). В воду для растворения кислоты необходимо ввести ПАВ(1%). Возможно применение вместо плавиковой кислоты бифторид фторид аммония (10%), при этом происходит следующая реакция
|
|
|
NH4HF2(Y-1) + х HCl® 2HF + (x-1)HCl + NH4Cl
Закачка раствора кислоты производится на минимальной скорости. При этом происходит одновременное растворение карбонатного и глинистого цементов в пласте. Время реакции в пласте ограничивается 6-8 минутами т.к. после основной реакции может продолжаться реакция с продуктами реакции которые образуют водонерастворимые продукты, блокирующие продуктивную зону пласта. Эти продукты прокачиваются за пределы критической зоны пласта (1.5-2.5м) буфером-2.
Буфер-2 представляет собой 12% раствор соляной кислоты в воде, обработанной 1% ПАВ, его закачивают для предотвращения выпадения в осадок нерастворимых солей железа в призабойной зоне пласта ( зона пласта, где происходит наибольшее падение пластового давления при работе скважины – радиусом 1.5-2.5м от центра скважины. Объем 1-1.5куб.м
На проведение кислотных обработок составляются акты по определе ным формам.
Обработка коллекторов растворами только соляной кислоты не рекомендуется, опыт работ показал , что они не производят должного эффекта.
|
|
|
Технологический процесс закачки композиции.
Технологический процесс закачки композиции осуществляется насосным агрегатом в нагнетательную скважину.
Цикл закачки включает в себя последовательную закачку в скважину следующих компонентов:
- безводная нефть в объеме 2-4 м3 в зависимости от приемистости скважины в качестве буфера;
- предварительно перемешанная в осреднительной емкости до однородной массы смесь УНИФЛОКА и безводной нефти. Отношение полимера к углеводородной жидкости для качественного перемешивания в осреднительной емкости должно быть расчетным;
- безводная нефть в объеме 2 м3 в качестве буфера.
Процесс закачки композиции ведется при постоянном контроле давления закачки, определяемому по манометру насосного агрегата.
После окончания процесса закачки композиция продавливается в пласт продавочной жидкостью – сеноманской водой в объеме, равном объему НКТ плюс 20 м3.
Скважина закрывается и оставляется на реакцию, дальнейшие работы должны производиться не ранее чем через 48 часов.
После вывода скважины на режим проводят комплекс стандартных геофизических исследований.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 266; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!