Файл: Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие.pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 17.10.2024

Просмотров: 260

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

где х х и х 2 — начальная

(15%) и остаточная

(12%) концентрации

кислотного

раствора;

А х и А 2 —числовые коэффициенты,

равные

218 и 214 в зависимости от концентрации кислоты.

 

 

 

рас­

Задаваясь значением остаточной концентрации кислотного

твора х 2 =

12%,

можно

определить

первичную концентрацию

его

необходимую для проведения первой термохимической фазы

обработки

забоя

скважины

путем

реакции

Q,

40

кг

магния

с кислотным

раствором

W = 4 м3:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

А ХВ

_218.:..15’7 . _

і4

6%

 

 

 

 

 

 

 

 

Ах + в

218+15,7

 

7 ’

 

 

 

 

где постоянная В находится из выражения

 

 

 

 

 

т>

Qu

 

I

А2^2

40___ I

214 • 12

14

7

 

 

 

~

3.33W

А2 —*2

— 3,33-4

 

214—12 —

 

 

 

Для второй фазы обработки вслед за нагретой кислотой закачи­ ваем 2,4 м3 кислоты 12%-ной концентрации. Растворяющая спо­ собность нагретого раствора в 3—4 раза выше, чем раствора, закачиваемого в скважину при t = 20° С. Поэтому закачку в пласт как нагретой, так затем и холодной кислоты надо вести без перерыва.

Осваивать скважину после обработки необходимо также воз­ можно скорее, пока не снизилась температура жидкости на забое.

Надо иметь в виду, что скорость растворения магния в соляно­

кислотном растворе быстро уменьшается с повышением давления.

Если скорость растворения

при атмосферном

давлении принять

за 100%, то при давлении

10 кгс/см2 скорость

растворения соста­

вляет 62%, при

20 кгс/см2 — 36%, при 30 кгс/см2 — 21% и при

60 кгс/см2 — 6%.

Поэтому при термохимической фазе обработки

надо следить за давлением нагнетания кислоты и за уровнями жид­ кости (нефти) в затрубном пространстве.

Металлический магний употребляется в стружках или в прут­ ках, которые спускают на забой в реакционном наконечнике. Для стружек трудно рассчитать объем реакционного наконечника и вы­ держать определенный режим закачки, так как они имеют различ­ ную толщину и плотность упаковки.

Определим размеры реакционного наконечника для спуска маг­ ния в прутках. В эксплуатационную колонну диаметром 0,15 м можно опустить наконечник диаметром 0,1 м. Стержни магния диаметром dn = 0,04 м и длиной 0,6 м помещают в наконечнике диаметром 0,1 м пачками по три стержня.

Подсчитаем объем и массу одной пачки прутков в трубе диамет­

ром 0,1 м и длиной 1

м = 10 дм.

Объем прутков

 

V = -

= 0,785-0,42-3-10 = 3,77 дм3.

Масса прутков при

плотности металлического магния р =

= 1,77 кг/м3

б? = Ур = 3,77 -1,77 = 6,67 кг.

235


Для 40 кг прутков магния потребуется реакционный наконеч­ ник длиной

Z= 40: 6,67 = 6 м.

Так как по мере прокачивания соляной кислоты через реакцион­ ный наконечник количество магния непрерывно уменьшается, то для равномерности процесса (достижения одинаковой температуры нагрева кислоты) скорость закачки кислоты следует непрерывно уменьшать. Поэтому для выполнения расчета мы разбиваем весь процесс растворения стержней магния на пять интервалов с посте­ пенным уменьшением диаметра, а следовательно, объема и массы стержней.

Уменьшение диаметра стержней для I интервала принимаем

с 4 до 3,5

см, для II интервала — с 3,5 до 3 см, для III интервала —

с

3 до 2 см, для IV интервала — с 2 до 1 см и для V интервала —

с

1 см до

0. На основе этих данных вычисляем: объем 15%-ного ки­

слотного раствора; время, потребное для прокачки через наконеч­ ник всего 15%-ного раствора; скорость закачки — в м3/ч.

В результате подсчета по приведенной схеме получаем следующий

режим закачки при

атмосферном давлении (табл.

48):

 

 

Т а б л и ц а 48

 

Режим закалки

 

Интервал

Продолжитель­

Объем закачи­

Скорость

ность заначки,

ваемого

закачки, м3/ч

 

М ІП І

раствора, м*

 

I

4,5

0,95

12,5

II

4,0

0,8

12,0

III

8,0

1,25

9,4

IV

7,0

0,75

6,5

V

3,0

0,25

5,0

В с е г о . .

26,5

4,0

Термограммы показывают, что практически в реакционном пакоиечыике на забое скважины процесс протекает несколько быстрее, чем по расчету (примерно на 20%). Поэтому температура раствора получается выше расчетной, а содержание остаточной активной НС1 в кислотном растворе ниже 12%.

Для снижения температуры раствора следует повысить скорость закачки на 20% против расчетной. Тогда режим закачки будет соответствовать приведенному в табл. 49.

Если в процессе закачки солянокислотного раствора давление повышается, то режим следует откорректировать на соответству­ ющее давление, так как давление оказывает большое тормозящее действие на реакцию кислоты с магнием. По данным УфНИИ, уве­ личение давления снижает скорость реакции в следующих пределах:

236


 

 

 

Т а б л и ц а 49

Реяшм закачки с повышенной скоростью

Интервал

Продолжитель­

Объем раствора,

Скорость

ность заначки,

м8

закачки, м*/ч

 

мин

 

 

I

3,8

0,95

15,0

II

3,3

0,8

14,4

III

6,7

1,25

11,3

IV

5,8

0,75

7,8

V

2,5

0,25

6,0

В с е г о . .

22,1

4,0

при 5 кгс/см3 — на 20%, при 10 кгс/см2 — па 38% и при 15кгс/см2 — на 53% по сравнению со скоростью при атмосферном давлении.

Пусть замером уровня жидкости в затрубной пространстве установлено, что уровень поднялся на величину, соответствующую 10 кгс/см2 давления на глубине реакционного наконечника. Тогда рассмотренный выше режим изменится следующим образом (табл. 50):

Т а б л и ц а 50

Измененный режим закачки

Интервал

Продолжительность

Объем

Скорость закачки,

закачки, мин

раствора,

м3/ч

 

 

 

 

 

м*

 

 

I

3,8

: 0,62=

6,1

0,95

15-0 62 =

9,3

и

3,3

: 0,62 =

5,3

0,8

14,4-0,62=

8,9

іи

6,7

: 0,62 =

10,8

1,25

11,3-0,62=

7,0

IV

5,8

: 0,62 =

9,4

0,75

7,8-0,62=

4,8

V

2,5

: 0,62 =

4,0

0,25

6-0,62=

3,7

В с е г о . .

 

35,6

 

4,0

 

Чтобы избежать возникновения во время термохимической об­ работки высоких давлений в затрубном пространстве, влияющих на скорость реакции, следует открыть затрубное пространство и исключить предварительную подкачку нефти.

Количество продавочпой нефти берется в объеме 0,05-м промы­ вочных труб плюс объем забоя скважины (считая по диаметру 0,25-м

долота) в пределах обрабатываемого интервала

(6 м):

Ѵп = -J- (0,05* • 1000 + 0,252 • 6) 2,4

м3.

237


Количество концентрированной товарной соляной кислоты, содер­ жащей 27,5% НС1, необходимой для приготовления 4 м3 15%-ной и 2,4 м3 12%-ной кислоты, найдем из отношения

где W — количество солянокислотного раствора в м3; а — перевод­ ный коэффициент, который находят из табл. 51.

Т а б л и ц а 51

Значения коэффициента а

Концентра­

 

 

Концентрация товарной кислоты ,

%

 

ция разбав­

 

 

 

 

 

 

 

ленной

Зі

30

29

28

27

26

25

кислоты, %

8

4,325

4,160

4,00

3,847

3,690

3,537

3,392

9

3,820

3,680

3,540

3,400

3,260

3,130

3,000

10

3,420

3,295

3,173

3,047

2,920

2,800

2,686

И

3,100

2,980

2,870

2,755

2,645

2,535

2,430

12

2,825

2,720

2,615

2,514

2,412

2,310

2,217

13

2,600

2,500

2,408

2,312

2,217

2,125

2,038

14

2,400

2,310

2,227

2,135

2,048

1,964

1,883

15

2,230

2,145

2,067

1,983

1,903

1,824

1,750

=

Для

15%-ного

раствора находим путем интерполирования а =

1,943,

а для

12%-ного

а = 2,463.

Следовательно,

 

 

 

1,943

1

2,4

=

3,04 м3.

 

 

 

2,463

 

 

ее

При

плотности

товарной

соляной

кислоты 1,139 т/м3 масса

составит 3,04 •

1,139 = 3,46

т.

 

 

Для термохимической обработки в качестве ингибитора необ­ ходимо применять формалин, так как уникол тормозит реакцию магния с кислотой, что особенно сильно проявляется при повышен­ ном давлении. В результате процесс обработки скважины растяги­ вается на 3—4 ч, а при меньшем времени магний не растворяется. Необходимое количество формалина определяется по формуле

11 О О О яИ 7

^ ф _

(440 + г/) у КГ’

где X = 15%-ная концентрация солянокислотиого раствора; W —

— 4 м3 — объем солянокислотного раствора; у — 40%-ная концент­

рация формалина

(содержание

формальдегида

в

воде);

0

И 000-15-4 .

И 000-12-2,4

г.

 

 

(440 + 40)40 '

(440 + 40)40 ~

'

КГ'

Так как товарная соляная кислота обычно содержит окислы железа (Fe20 3), то для предупреждения выпадения солей железа

238


при нейтрализации соляной кислоты в породе необходимо добавить к солянокислотному раствору техническую уксусиую кислоту в ко­ личестве

 

 

 

Л

lOOObW

л,

 

 

 

 

 

V y —

Q

 

 

где

Ъ — добавка уксусной кислоты в процентах к объему раствора;

Ъ =

/ + 0,8

(/ — содержание

в солянокислотном

растворе Fe20 3

в %); W — объем солянокислотного раствора в м3;

С — концентра­

ция товарной уксусной кислоты (обычно 80%).

1%.

 

Принимая

/ = 0,2%,

находим Ъ =

0,2 +

0,8 =

Требуемое

количество

уксусной кислоты

будет

 

Л

1000-1-4

1000 • 1 • 2.4

= 80 л или 80 дм3.

 

Ѵу ~

80

 

80

 

 

 

В качестве интенсификатора, понижающего поверхностное на­ тяжение отреагировавшего солянокислотного раствора и способ­ ствующего лучшему удалению его из призабойной зоны, принимаем нейтрализованный черный контакт (НЧК) с содержанием 15% суль­

фосолей.

НЧК

Необходимое количество

Qh= x1W1 + xzW2 = 15* 4+12-2,4 = 89 л или 89 дм3,

где х х — 15% — начальная

концентрация солянокислотного рас­

твора; х 2 = 12% — остаточная концентрация солянокислотного раствора; \Уг — объем солянокислотного раствора 15%-ной кон­ центрации; W а — то же 12%-ной концентрации.

Для определения эффекта, ожидаемого от термокислотной об­ работки скважины, найдем дополнительное количество нефти, ко­ торое будет получено за все время работы скважины на повышенном дебите, на 1 т затраченной концентрированной соляной кислоты. Для этого задаемся продолжительностью эффекта в 4 мес. (120 дней), в течение которых начальный дебит скважины после обработки QH= 23 т/сут снижается до текущего дебита QT = 5 т/сут с равно­ мерным понижением.

Количество нефти, полученной за 4 мес, после обработки, со­ ставит

Qo6= (23+ 5)12° = 1680 т.

Добыча за то же время без обработки была бы ф0б — 5 • 120 = = 600 т. Общий прирост добычи нефти, полученной в результате обработки, будет

Q o 6 - <?об = 1680 - 600 = 1080 т.

Средний прирост нефти от обработки на 1 т израсходованной концентрированной соляной кислоты составит 1080 : 3,46 = 312 т.

Чтобы найти экономический эффект от термокислотной обра­ ботки скважины, надо1 подсчитать стоимость товарной соляной

239