концентрация соляиокислотного раствора; z = 27,5%-ная — концент рация товарной кислоты;
|
Qx 6 = 21,3 »24» ^ в’ву ^0— 0,02^ |
100 кг или |
25 л (дм3) |
при |
плотности |
хлористого бария |
4,0. |
понижения |
поверхностного |
В |
качестве |
интенсификатора |
для |
натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизи телем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое сни жение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1—1,5% от объема соля
нокислотного раствора (принимаем |
1%). Это дает |
24 м3* 0,01 = 0,24 м3, |
или 240 л (дм3). |
Количество воды для приготовления принятого объема соляно кислотного раствора
V = W — WYL— '2l Q м3, |
|
|
где W — объем солянокислотного |
раствора; WK = |
8 м3 — объем |
концентрированной товарной соляной кислоты: ZQ = 438 + |
450 + |
+ 400 + 25 + 240 «=* 1550 л = 1,55 |
м3 — суммарный |
объем |
всех |
добавок к соляноклслотному раствору (уникол, уксусная кислота,
плавиковая кислота, хлористый |
барий, ДС): |
|
|
|
|
|
|
У = 24 —8 —1,55 = 14,45 м3. |
|
|
|
Для изоляции зумпфа |
применяем раствор |
хлористого кальция |
(бланкет) плотностью 1,2. |
|
внутренним |
диаметром 0,15 м |
Объем |
1 м ствола |
скважины |
составляет |
0,018 м3 (0,785 |
• 0,15 |
м2), а объем 10-м зумпфа |
будет |
0,18 |
м3. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция плотностью |
1,2 по инструкции [15] |
требуется 540 СаС12 |
и 0,66 м3 воды. Для |
изоляции |
всего зумпфа надо взять: СаС12 |
540 |
• 0,18 = 97 |
кг и |
воды |
0,66 |
■0,18 = 0,12 м3. |
|
раствора |
проверяют |
После |
приготовления |
солянокислотного |
ареометром полученную |
концентрацию раствора |
НС1, |
и если |
она |
не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концент рированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации НС1 >10% определяется по формуле
„ _ |
( Р 2 - Р ) W |
7 в - |
р_ ,1 |
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация НС1 < 10%, — по формуле
(Р—Pi ) W
Чк— „ >
где g„ и qK— объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты в м3; W — объем солянокислотного раствора 10%-ной концентрации; р — плотность раствора заданной концентрации; р Xи р 2 — плотность приготовленного раствора соответственно пони женной и повышенной концентрации; р 3 — плотность концентриро ванной соляной кислоты.
Количество добавляемой воды и соляной кислоты можно также определить по таблице [15].
До закачки соляной кислоты скважина должна быть заполнена нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м (0,00198 х 100 = = 0,2 м3) от насосного агрегата, промывочные трубы диаметром
0,05 м, длиной 1400 м (0,00198 • 1400 = 2,8 м3) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (0,018 • 20 = 0,36 м3), а всего 3,36 м3. После этого устье скважины герметизируют и рас твор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 3,36 м3 нефти.
Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин
применяются специальные |
агрегаты Азинмаш-30 |
(табл. |
46). |
|
|
|
|
|
* |
Т а б л и ц а |
46 |
|
Техническая характеристика агрегата Азинмаш-30 |
|
|
|
Теоретическая производи |
|
Давление, кгс/см 1 |
|
|
Частота пращенпя |
тельность насоса, л /с |
|
|
|
|
|
|
|
Скорость |
кривошипного вала |
|
|
|
|
|
|
|
насоса в минуту |
при 90-мм |
при ИО-мм |
при 90-мм |
при 110-мм |
|
|
плунжере |
плунжере |
плунжере |
плунжере |
II |
46,6 |
1,86 |
2,80 |
|
500 |
333,0 |
III |
89,0 |
3,50 |
5,35 |
|
261 |
174,0 |
IV |
159,0 |
6,40 |
9,50 |
|
146 |
97,5 |
V |
204,0 |
8,20 |
12,20 |
|
144 |
76,0 |
При высоких давлениях лучше применять более мощные агре |
гаты — Азинмаш-30А (табл. 47). |
Эти агрегаты |
предназначены |
для |
транспортировки, смешения и нагнетания раствора кислоты в сква жину, а также для гидрокислотных разрывов пластов.
После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реак ции солянокислотиого раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления.
Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршыевания или в процессе эксплуатации скважины. За тем скважину исследуют иа приток для оценки эффективности соля нокислотной обработки.
Институт СевКавНИПИнефть в соответствии с составленной им инструкцией по солянокислотной обработке пластов, сложенных
Т а б л и ц а 47
Техническая характеристика агрегата Азнимаш-ЗОА
|
Частота |
|
Плунжер диаметром |
Плунжер дпаметром |
110 мм |
|
|
100 мм |
|
|
|
|
вращеппя |
|
|
|
|
Скорость |
коренного |
|
|
|
|
вала |
|
теоретическая |
давление, |
теоретическая |
давление, |
|
насоса |
|
|
в минуту |
производительность |
кгс/см 2 |
производительность |
кгс/см 2 |
|
|
|
насоса, л /с |
|
насоса, л /с |
|
II |
54,9 |
, |
2,5 |
500 |
3,6 |
332 |
III |
104,5 |
' |
4,76 |
250 |
6,85 |
174 |
IV |
183,5 |
8,48 |
140 |
12,22 |
97 |
V |
240,0 |
|
10,81 |
110 |
15,72 |
76 |
трещиноватыми известняками, рекомендует проводить обработку
вдве стадии:
1)для очистки и расширения трещин, находящихся вблизи ствола скважины, закачивать небольшой объем (3—15 м3) соляной кислоты 12—15%-ной концентрации;
:2): для обработки удаленных зон пласта применять (по окон чании реагирования 12—15%-ной кислоты с породой) форсирован ную закачку соляной кислоты повышенной концентрации (20—25%)
вобъеме 20—30 м3. (
При отсутствии положительных результатов, особенно в условиях высокой пластовой температуры (до 150° С), обработку следует про водить нефтекислотной эмульсией, при которой время нейтрализации кислоты и радиус обработки значительно увеличиваются. Радиус проникновения..кислоты в глубь пласта до ее нейтрализации при со лянокислотной'-'обработке может быть определен по формуле
_ 0 |
5 1 Г V +0,785/cTpri2fe _ |
Q 5 1/" 24 + 0,785 • 0,005 • 0,1- • 50 |
= 5,5 |
м, |
R пр |
У |
0,785Л'тр^ |
У |
0,785 ■0,005 • 50 |
|
г д е V = |
24 м3 — количество |
продавленного в |
пласт |
|
кислотного |
раствора; |
/стр — коэффициент |
трещиноватости |
пород |
(принимаем |
/стр = 0,005); |
d — 100 мм — диаметр |
забоя скважины; |
h = 50 |
м — |
эффективная |
мощность пласта. |
|
|
|
|
|
Применение гидрофобных нефтекислотиых эмульсий предотвра щает в течение некоторого промежутка времени вступление кислоты в реакцию с породой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это по зволяет доставлять неотреагированную кислоту в более удаленные
участки пласта.
Чтобы получить качественные эмульсии, следует применять маловязкую нефть с небольшим содержанием асфальтено-смолистых веществ и стабилизировать ее специальными эмульгаторами. Ре комендуемый состав нефтекислотиых эмульсий: соляной кислоты 12—15%-ной концентрации — 60%, нефти — 39,5% и аминов —
0,5%.
Для защиты подземного оборудования скважин от соляноки слотной коррозии следует применять в качестве ингибиторов уро тропин (0,8%) плюс ингибитор И-1-А (1%), которые сохраняют свои защитные свойства и при высоких температурах.
Эффект кислотной обработки скважины определяется суммарным количеством дополнительно полученной нефти после обработки сква жины кислотой за все время ее работы с повышенным дебитом. Кроме того, результаты обработки проверяют по величине коэффи циента продуктивности скважины до и после обработки при одина ковой депрессии.
Суммарный прирост добычи находят путем сопоставления кривой снижения производительности скважины без обработки с фактиче ской кривой добычи нефти после обработки.
Для экономической оценки эффективности обработки следует определить стоимость дополнительно добытой нефти (с учетом про
мысловой |
себестоимости) и сравнить |
ее с затратами, связанными |
с проведением солянокислотной обработки. |
|
35. Расчет |
термокислотной |
обработки |
|
забоя скважин [15] |
|
Задача |
55 |
скважины, намеченной для термокислотной |
Характеристика |
обработки забоя, следующая: глубина Н = 1006 м; эффективная
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мощность пласта h = |
8 м; забой открытый |
чистый |
(без |
пробки); |
внутренний диаметр эксплуатационной колонны D = 0,15 |
м; |
сква |
жина |
эксплуатируется штанговым насосом; |
диаметр |
промывочных |
труб |
d = 0,05 м; температура на забое |
t = |
35° С; начальный дебит |
нефти |
Q„ = 23 т/сут; |
текущий дебит |
нефти |
QT = |
5 т/сут; |
вода |
отсутствует. Коллектор сложен известняками; в призабойной зоне пласта происходят отложения парафина и смол.
Требуется определить необходимое количество товарной соляной кислоты и химических реагентов для очистки забоя скважины, а также эффективность этой обработки.
Для повышения фильтрационной способности призабойной зоны (очистки ее от отложений парафина и смол, увеличения проницае мости) намечается термокислотная обработка, состоящая из двух фаз:
первая фаза — термохимическая обработка, при которой соля-
нокислотиый раствор и поверхность забоя |
нагреваются |
до-, 75— |
90° С; |
фаза — обычная соляиокислотная |
обработка |
призабой |
вторая |
ной зоны, |
по более эффективная вследствие |
высокой температуры |
нагретой соляной кислоты.
Расчет ведется в соответствии с инструкцией по обработке не фтяных скважин соляной кислотой [15].
В качестве химического реагента принимаем металлический магний. Для первой фазы обработки рекомендуется применять
15%-ный раствор HCl в количестве 0,1 м3 на 1 кг магния, который
врезультате реакции его с кислотой выделяет 4520 ккал тепла. При первичной обработке принимаем 0,8 м3 солянокислотиого
раствора на 1 м эффективной мощности пласта. Для мощности h = = 8 м потребуется 6,4 м3, из них 4 м3 для первой фазы обработки и 2,4 м3 для второй фазы.
При температуре плавления парафина tn}l = 55° С совершенно достаточно подогреть солянокислотиый раствор и поверхность
забоя до |
tK — 80° С. Пусть |
начальная |
температура соляиокислот- |
ного |
раствора tH= 20° С. |
Тогда необходимое |
количество магния |
для повышения температуры W = 4 м3 кислотного раствора от 20 |
до |
80° С |
может быть |
определено |
по |
формуле |
|
|
(ік |
+) |
|
4 (80 |
20) |
|
qn с |
„„ |
|
|
6,03 |
|
~ |
6,03 |
|
- |
ÖJ>Ö |
кг’ |
где 6,03 — |
-----числовой |
коэффициент (4520 ккал — ко- |
1UUU ■U) / о |
кг металлического магния; 0,75 — |
личество тепла, |
выделяемого 1 |
теплоемкость водного раствора хлористого магния в ккал/кг • °С; 1000 — коэффициент перевода размерности).
Найденное количество магния вполне соответствует указанной выше практической норме 1 кг на 0,1 м3 15%-ного солянокислот
ного раствора. Для |
принятых в первой фазе обработки 4 м3 |
рас |
твора надо |
взять 40 |
кг магния. |
(tK— |
Из этой |
формулы |
можно найти и температурный перепад |
tH), принимая количество магния по опытным данным. Определяем, как изменится концентрация 4 м3 15%-ного со
лянокислотного раствора после растворения в нем = 40 кг магния. Процент уменьшения концентрации кислотного раствора, полностью нейтрализующегося, найдем по формуле
____ AQM_____
3 ,3 3 ^ 4 1 ^ + Qu ’
где А — числовой коэффициент, который при концентрации ки слоты до 18% равен 218, а при концентрации до 12% равен 214;
|
218 •40 |
3%. |
|
3,33-218-4+ 40 |
|
|
Следовательно, концентрация 15%-ного раствора соляной ки слоты уменьшится на 3% и составит 12% НС1.
Количество магния, необходимое для снижения концентрации кислотного раствора от 15 до 12%, может быть определено по фор муле
Агхі |
А 2^-2 \ |
о оо / ( |
218 * 15 |
214-12 \ |
<?м = 3,33wi^ Ai — x1 |
Ао—х 2 ) ~ |
1 { |
218— 15 |
214 -12 ) |
= 45,2 кг,
