призабойная зона пласт скважина
|
Объем к-ты, м 3 |
Концентрация кислоты, % |
||||
|
8 |
10 |
12 |
14 |
||
|
6 |
1840/4.38 |
2330/3.96 |
2830/3.52 |
3320/3.40 |
|
|
8 |
2460/5ю84 |
3110/5.28 |
3770/4.68 |
4400/4.16 |
|
|
10 |
3080/7.30 |
3890/6.60 |
4720/5.87 |
5560/5.14 |
|
Примечание. В числителе указано количество концентрированной кислоты, кг, а в знаменателе — количество воды.
Wк=Мр-раVобщий/10 (3)
Wк=556010.5/10=5838 кг, (4)
и воды
V=МводыVобщий/10, (5)
V=5.1410.5/10=5,4 м3, (6)
Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 14% соляно-кислотного раствора может быть также найдено по формуле (7):
Wк=AxVобщий (Б-z) /Бz (A-x), (7)
где
А и Б — числовые коэффициенты (таблица 2)
Vобщий — объем соляно-кислотного раствора
Таблица 2. Значения коэффициентов А и Б.
|
z, x |
Б, А |
Z, x |
Б, А |
|
|
5.15-12.9 |
214.0 |
29.95-31.52 |
227.5 |
|
|
13.19 — 18.11 |
218.0 |
32.10 — 33.40 |
229.5 |
|
|
19.06-24.78 |
221.5 |
34.42 — 37.22 |
232.0 |
|
|
25.75 — 29.57 |
226.0 |
— |
— |
|
Примечание. x — концентрация соляно кислотного раствора, % z — концентрация товарной кислоты, %. Следовательно, по формуле (8)
Wк=2181410.5 (226-27,5) / (22627,5 (218-14)) =5.01 м3. (8)
Принимаем Wк=5.01 м3.
В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент — катион А в количестве 0,01 % объема кислотного раствора. Данный ингибитор является химическим веществом, имеющий хорошую замедляющую скорость коррозии.
Против выпадения из соляно-кислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве:
Qу. к=bVобщий/с, м3 (9)
где b — процент добавки уксусной кислоты к объему раствора (b=f+0,8; f — содержание в соляной кислоте солей железа, примем 0,7 %, тогда b=1,5 %);
Vобщий — объем соляно-кислотного раствора;
с — концентрация уксусной кислоты (принимаем 80 %).
Qу. к=1,510.5/80=0,19 м3. (10)
В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6 %, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий.
Qх. б=21,3Vобщий (ax/z-0,02), (11)
где Vобщий — объем соляно-кислотного раствора;
а — содержание SO3 в товарной соляной кислоте;
x — концентрация соляно-кислотного раствора;
z — концентрация товарной кислоты.
Qх. б=21,310.5 (0,614/27,5-0,02) =68 кг =0.17м3. (12)
При плотности хлористого бария 4000 кг/м3.
В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1 — 1,5 % объема соляно-кислотного раствора (принимаем 1 %),
QДС=VобщийVскр (13)
QДС=10.50,01=0,105 м3 (14)
Количество воды для приготовления принятого объема соляно-кислотного раствора:
V=Vобщий-Wк-УQ, (15)
где
Vобщий — объем соляно-кислотного раствора;
Wк — объем концентрированной товарной соляной кислоты (Wк=5.01 м3);
УQ — суммарный объем всех добавок к соляно-кислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий, ДС)
УQ=0, 19+0.17+0,105=0,465 м3, тогда
V=10.5-5.01-0,465=5.025 м3.
После приготовления соляно-кислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl и, если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации HCl >10 % определяется по формуле:
q в = (с2-с) Vобщий/ (с-1), (16)
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl <10 %, по формуле:
qк= (с-с1) Vобщий/ (с3-с), (17)
где qв и qк — объемы добавленной воды и концентрированной кислоты, м3;
Vобщий — объем соляно-кислотного раствора 10 % концентрации;
с — плотность раствора заданной концентрации;
с1 и с2 — плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации;
с3 — плотность концентрированной соляной кислоты.
До закачки соляной кислоты в скважину необходимо заполнить нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,063 м, длиной 100 м от насосного агрегата (формула 18), промывочные трубы диаметром 0,063 м, длиной 1353 м (формула 19) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (формула 20), всего Vнефти= 4.09 м3. После этого устье скважины герметизируют, и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 5,73 м3 нефти.
Vвык. линии=рd2/ (4Lвык. линии), (18) Vвык. линии = 0,00303100=0,3 м3
Vпром. труб= рd2/ (4Lпром. труб), (19) Vпром. труб = 0,003031353=4.09 м3
Vнефти= Vвык. линии+ Vпром. труб (20) Vнефти=0,3+4,09=4,39 м3.
Давления на выкиде насоса.
Определим давление на выкиде насоса при закачке жидкости в скважину 179-005 Талаканского месторождения. Давление на выкиде не должно превышать давление гидроразрыва пласта, и давление опрессовке эксплуатационной колонны 15 МПа. Учитывая что СКО производится в первые,рекомендуется создавать давления 8-12 МПа.
Гидростатическое давление столба нефти рассчитывается по формуле
Рж = сgН, (21)
где с — плотность нефти, с = 830 кг/м3;
g — ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
Н — глубина скважины, м.
Рж = 8309,811386=112 МПа.
Продолжительность нагнетания и продувки в пласт раствора рассчитывается по формуле:
ф = (Vобщий + Vнефти) 103/ (q3600) (22)
где Vобщий — общий объем соляно-кислотного раствора, м3; Vнефти — объем нефти для вытеснения соляной кислоты в пласт, м. q — расход жидкости, q = 8,2 л/с.
ф = (10,5+4,39) 103/8,23600 = 0,5 час.
Время реакции соляно-кислотного раствора в зависимости от давления и температуры колеблется от 4 до 30 часов.
На основании показанных расчетов и полученных данных рекомендуется проводить обработку в две стадии:
1) для очистки и расширения трещин, находящихся вблизи ствола скважины, применять закачку небольшого объема (3 — 15 м3) соляной кислоты 10 — 15 % концентрации;
2) для обработки удаленных зон применять форсированную закачку (по окончании реагирования 10 — 15 % кислоты с породой) соляной кислоты повышенной концентрации (20 — 25 %) в объеме 20 — 30 м3.
Для соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты АзИНМАШ — 30. После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции солянокислотного раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления.
Практически время реакции соляно-кислотного раствора в зависимости от давления и температуры колеблется от 4 до 30 часов.
По истечении этого времени приступают к очистке призабойной зоны скважины от продуктов реакции путем свабирования, глубинно — насосным или компрессорным способом. После этого скважину исследуют на приток для оценки эффективности соляно-кислотной обработки. После освоения скважины компрессором получен приток нефти с газом.
Очистка скважины проводилась по трубному пространству на диафрагмах 9,68 мм; 15.48 мм; 22,19 мм с кратковременными продувками на открытый отвод. Общее время очистки составило 96 часов.
После очистки скважина была закрыта для записи начальной КВД. Устьевое давление восстановилось за 90 часов и составило: Ртр=7,700 МПа; Рзтр=8,500 МПа. Забойное давление, замеренное через 96 часов после закрытия скважины на глубине 1000 м и пересчитанное по столбу газонефтяной смеси на середину интервала по вертикали (1082м) составило 9,460 МПа.
Исследование скважины проводилось по трубному пространству через сепаратор методом установившихся отборов нефти на четырех режимах на диафрагмах: 6,65/13,15 мм; Ч.10/13,15 мм; 13,15/17,45 мм; 16,00/17,45 мм. Дебит нефти составил соответственно 13,0 т/сут; 15,0 т/сут; 18,0 т/сут; 20,0 т/сут, а дебит газа составил соответственно 4,5тыс. мЗ/сут; 7,1 тыс. мЗ/сут; 9,2 тыс. мЗ/сут; 11,8 тыс. мЗ/сут, Кпр, т/ (сут*МПа) = 4,79
Принятое пластовое давление на середину интервала по вертикали составляет 9,702 МПа.
1. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. — М.: Недра, 1970. — 280 с.
2. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. — М.: Недра, 1980. — 202 с.
3. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. — М.: Недра, 1991. — 384 с.
4. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. — М.: Недра, 1983. — 312 с.
5. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. — М.: Недра, 1966. — 396 с.
6. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И. Интенсификация добычи нефти. Учебник. — М.: Недра, 1975. — 264 с.
7. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для ВУЗов. — М.: Недра, 1984. — 272 с.
8. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. — М.: Недра, 1982. — 244 с.
9. Сулейманов М.М., Газарян Г.С., Манвелян Э.Г. и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1978. — 392 с.
10. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных пластов. — М.: Недра, 1987. — 230 с.
11. Тухтеев Р.М. Эффективность гипано-кислотных обработок скважин. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. науч. трудов. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. — с.150 — 156.
