Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой

2.9 Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой

Исходные данные:

Глубина Н = 1111 м

Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h = 25 м

Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 12 м

Внутренний диаметр скважины D = 0,154 м

Диаметр НКТ d = 0,05 м

Определение необходимого количества химикатов.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 8%. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м³ на 1 м интервала обработки общий объем соляной кислоты составит 1,2 м ∙ 25 = 30 м³.

Расчет количества химикатов и воды.

На приготовление 6 м³ 8%-ного солянокислотного раствора требуется 1840 кг 27,5%-ной HCl и 4,38 м³ воды, а на 30 м³ 8%-ного солянокислотного раствора необходимо концентрированной HCl

(3)

и воды

Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10%-ного солянокислотного раствора может быть так же найдено по формуле

, (4)

где А=214 и В=226 – числовые коэффициенты для кислоты 8%-ной концентрации; х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; z – 27,5%-ная концентрация товарной кислоты; W=30 м³ – объем кислотного раствора.

Следовательно,

принимаем W_k= 8 м³.

В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. необходимое количество уникола определяется по формуле

, (5)

где b – процент добавки уникола к соляной кислоте (для уникола У-2 принимают 5% по объему от количества концентрированной кислоты, для уникола М-Н – 1% и для У-К – 0,3%); х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; W=30 м³ – объем кислотного раствора; А – числовой коэффициент принимаемый равным 214 для 8%-ной концентрации кислоты.

Следовательно,

Против выпадения на солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве

(6)

где b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора; W=30 м³ – объем солянокислотного раствора; С – концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%).

Следовательно,

Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве

(7)

где b-процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (1%); W=30 м³ – объем солянокислотного раствора; m – концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах содержания HF (обычно m=60%). Следовательно

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве 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 в количестве

, (8)

где W=30 м³ – объем солянокислотного раствора; а = 0,6% – содержание SO₃ в товарной соляной кислоте; х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; z = 27,5%-ная – концентрация товарной кислоты;

или 25 л при плотности хлористого бария 4,0.

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 скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС составляет 1–1,5% от объема солянокислотного раствора (принимаем 1%). Это дает

30 м³ ∙ 0,01 = 0,3 м³ или 300 л.

Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора

V = W – W_K – ∑Q м³, (9)

Где W_К – объем солянокислотного раствора;

W_k = 8 м³ – объем концентрированной товарной соляной кислоты:

∑Q = 431 + 562,5 + 500 +25 +300= 1818,50 л 1,82 м³ – суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору

V = 30 – 8 – 1,82 = 20,18 м³.

Для изоляции зумпфа применяем раствор хлористого кальция плотностью 1,2.

Объем 1 м ствола скважины внутренним диаметром 0,154 м составляет 0,0186 м³ (0,785 ∙ 0,154² м²), а объем 12 м зумпфа будет 0,223 м³.

Для получения 1 м³ раствора хлористого кальция плотностью 1,2 по инструкции требуется 540 кг CaCl₂ и 0,66 м² воды. Для изоляции всего надо взять: CaCl₂ 540 ∙ 0,223 = 120,53 кг и воды 0,66 ∙ 0,223 = 0,15 м³.

После приготовления солянокислотного 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 > 8% определяют по формуле

, (10)

а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl < 8%, – по формуле

, (11)

где q_B и q_k – объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты в м³; W – объем солянокислотного раствора 8%-ной концентрации; p – плотность раствора заданной концентрации; p₁ и p₂ – плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; p₃ плотность концентрированной соляной кислоты.

Для закачки соляной кислоты скважина должна быть заполнена нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м (0,00198×100=0,2 м³) от насосного агрегата, промывочные трубы диаметром 0,05 м, длиной 1085 м (0,00198×1090=2,16 м³) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (0,0186×25=0,465 м³), а всего 2,825 м³. После этого устье скважины герметизируют и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 2,825 м³ нефти.

Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты ЦА-320.

При высоких давлениях лучше применять более мощные агрегаты – ЦА-320. Эти агрегаты предназначены для транспортировки, смешения и нагнетания раствора кислоты в скважину, а также для гидрокислотных разрывов пластов.

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. Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршневания или в процессе эксплуатации скважины. Затем скважину исследуют на приток для оценки эффективности солянокислотной обработки.

Рекомендуется проводить обработку в две 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 форсированную закачку соляной кислоты повышенной концентрации (20 – 25%) в объеме 20–30 м³.

При отсутствии положительных результатов, особенно в условиях высокой пластовой температуры (до 150⁰ С), обработку следует проводить нетфтекислотной эмульсией, при которой время нейтрализации кислоты и радиус обработки значительно увеличиваются. Радиус проникновения кислоты в глубь пласта до ее нейтрализации при солянокислотной обработке может быть определен по формуле

, (12)

где V= 30 м³ – количество продавленного в пласт кислотного раствора; k_ТР – коэффициент трещиноватости пород; d – 100 мм – диаметр забоя скважины; h = 50 м – эффективная мощность пласта.

Применение гидрофобных нефтекислотных эмульсий предотвращает в течение некоторого промежутке времени вступление кислоты в реакцию с породой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это позволяет 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. Рекомендуемый состав нефтекислотной эмульсий: соляной кислоты 12 – 15%-ной концентрации – 60%, нефти – 39,5%, и аминов 0,5%.

Для защиты подземного оборудования скважин от солянокислнотной коррозии следует применять в качестве ингибиторов уротропин (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 скважины кислотой за все время ее работы с повышенным дебитом. Кроме того, результаты обработки проверяют

по величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки при одинаковой депрессии.

Суммарный прирост добычи находят путем сопоставления кривой снижения производительности скважины без обработки с фактической кривой добычи нефти после обработки.

Для экономической оценки эффективности обработки следует определить стоимость дополнительно добытой нефти и сравнить ее с затратами, связанными с проведением солянокислотной обработки.

Похожие работы

Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

Скачать

224643

3

7

... , прохождение шаблона до необходимой глубины. Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Уменьшение потерь нефти. Ремонты скважин, оборудованных пакерами. Герметичность пакера, увеличение дебета нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды. Зарезка и бурение второго ствола. Выполнение запланированного объема работ. Ремонт нагнетательных скважин. Герметичность колонны и ...

Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта

Скачать

50853

2

0

... скважины насосными агрегатами. На сегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения отложения солей путем добавки в попутно-добываемую воду ингибиторов солеотложения. В НГДУ " Чекмагушнефть " принята технология периодической продавки полного раствора ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта (РД 39- 23- 1212- 84). Для этих целей применяются в основном отечественные ...

Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины

Скачать

72957

0

0

... ультразвуковой обработке призабойной зоны в определённом режиме производит специально обученная геофизическая партия с необходимой аппаратурой. 4.3 Механические методы повышения производительности скважин Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП. Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной ...

Крупнейшие месторождение нефти. Месторождение Аль-Гавар

Скачать

51567

1

9

... Arabia Energy Ltd.» (LUKSAR). В начале 2007 года это СП обнаружило коммерческие залежи природного газа на блоке А, расположенном в восточной части нефтегазоносного бассейна Руб аль-Хали (к югу от крупнейшего в мире нефтяного месторождения Аль-Гавар). Между правительством Саудовской Аравии и «LUKSAR» подписан договор о разработке этого блока на срок до 40 лет (общий объём инвестиций в проект, как ...