Урок по выполнению практической работы

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 7

 РАСЧЕТ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА

Студент должен

              знать:

·      существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их

     технологии;

·      основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи

      и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.

      уметь:

·      производить расчет солянокислотной обработки пласта

Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».

Исходные данные приведены в таблице 13.

Таблица 13

№ вар	Глубина скважины, Н, м	Диаметр эксплуат. колонны D1 мм	Толщина стенки труб δ1 мм	Толщина стенки НКТ δ2 мм	Диаметр НКТ d, мм	Эффектив. мощность пласта h,м	Глубина зумпфа l3 м
1	1500	146	7	5	60	11	2,0
2	1550	168	8	6	73	15	2,1
3	1650	146	9	7	61	21	2,2
4	1570	168	10	8	71	12	2,3
5	1660	146	10,1	9	70	16	2,4
6	1540	168	10,2	10	62	17	2,5
7	1620	146	7	5	63	22	2,6
8	1750	168	10,6	6	64	25	2,7
9	1570	146	7	7	65	17	2,8
10	1600	168	8	8	66	18	2,9
11	1710	146	9	9	72	19	2,1
12	1520	168	10	10	73	20	2,2
13	1630	146	5	5	67	23	2,3
14	1750	168	10,2	6	68	12	2,4
15	1530	146	7	7	69	16	2,5
16	1680	168	10,6	8	60	17	2,6
17	1740	146	7	9	73	22	2,7
18	1560	168	8	10	61	25	2,1
19	1660	146	9	5	71	17	2,8

Продолжение таблицы 13

№ вар	Глубина скважины, Н, м	Диаметр эксплуат. Колонны D1 мм	Толщина стенки труб δ1 мм	Толщина стенки НКТ δ2 мм	Диаметр НКТ d, мм	Эффектив. мощность пласта h,м	Глубина зумпфа l3 м
20	1700	168	10	6	70	18	2,9
21	1800	146	10,1	7	62	19	2,1
22	1570	168	5	8	63	20	2,3
23	1640	146	7	9	64	23	2,4
24	1770	168	10,6	10	65	11	2,5
25	1830	146	7	5	66	15	2,6
26	1900	168	8	6	72	21	2,7
27	1560	146	9	7	73	12	2,8
28	1790	168	10	8	67	16	2,9
29	1830	146	10,1	9	68	17	2,1
30	1910	168	5	10	69	22	2,2

     1  Выбираем  кислоту  и норму  расхода

Солянокислотная обработка скважины основана на взаимодействие соляной кислоты с породами сложенными известняками и доломитами, и способности  растворять их, а также растворять карбонатный цемент в песчаных пластах.

2HCl+CaCO₂=CaCl+H₂O+CO₂

При взаимодействии с доломитами

4HCl+CaMg(CO₃)₂ = CaCl₂+MgCl₂+2H₂O+CO₂

Солянокислотную обработку при забойной зоны применяют на пластах сложенных песчаниками имеющими карбонатный цемент. Хлористый кальций и хлористый магний, соли  хорошо растворимы в воде. Это носители кислоты и легко удаляются из скважины. А при давлении 7,6 МПа растворяются в той же воде.

Для обработки используют синтетическую соляную кислоту марки Б ГОСТ 857-78, имеющую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество примесей. Концентрацию раствора выбирают в зависимости от проницаемости и пластового давления, и она равна 8%. Характеристика соляной кислоты приведена в таблице 7.1.

Талица 7.1  Характеристика марок соляной кислоты

Наименование	Нормы, обусловленные стандартом
Содержание соляной кислоты, %	35	31,5
Содержание плавиковой кислоты, %	-	-
Содержание серной кислоты, %	Не более 0,005	Не более 0,005
Содержание железа, %	Не более 0,015	Не более 0,015

Рекомендуемая концентрация раствора соляной кислоты и нормы ее расхода в зависимости от характеристики пласта представлена в таблице 7.2.

Таблица 7.2  Характеристика пласта и нормы расхода соляной кислоты

Характеристика пласта	HCL,%	Нормы расхода м3/м
Для карбонатной породы с высокой проницаемостью при низком пластовом давлении	10-12	1,0-1,5
Для карбонатной породы с низкой проницаемостью при высоком пластовом давлении	15-12	0,5-0,6
Для песчаников с карбонатным цементом, при средних показателях проницаемости и пластового давления	8-10	0,8-1,0

Так пласт сложен песчаниками с карбонатными цементами со средней проницаемостью и пластовым давлением, то согласно таблице 2 выбираем концентрацию соляной кислоты 8%, а норму расхода на 1м мощности пласта 0,8

      1.1  Определяем объём соляно-кислотного раствора

V_р = n · h, м³

где n - это норма расхода на 1м мощности пласта, принимаем n = 0,8 м³/м

2   Расчет количества концентрированной кислоты, воды и реагентов

Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного содержания на месте ее хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой. Так как  соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию, необходимо рассчитывать количество воды и кислоты.

Для уменьшения влияния соляной кислоты на металл оборудования в нее добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами.

Соляная кислота, взаимодействуя с железом и глинами, образует соли железа и алюминия, выпадающие в пластовых условиях в осадок.

С цементом и песчаником кислота может образовывать гель кремниевой кислоты, также выпадающие в осадок. Для борьбы с этими нежелательными явлениями в кислотный раствор добавляют стабилизаторы – уксусную и плавиковую кислоты.

Продукты взаимодействия кислот с породой в процессе освоения скважины следует удалять из пласта. Для этого в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке следующий: вода – ингибиторы – стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) – техническая соляная кислота – хлористый барий – интенсификатор.

2.1  Определяем объем товарной кислоты.

м³

где α - переводной коэффициент, который определяется путем интерполяции значений переводного коэффициента из таблицы 7.3, принимаем  α =  4,470

Таблица  7.3  Значение переводных коэффициентов

Концентрация кислотного раствора,%	Концентрация товарной кислоты
	32	31	30	28	27	24	22	20
8	4,470	4,325	3,847	4,160	3,400	3,236	2,938	2,647
9	3,954	3,820	3,400	3,680	3,047	2,861	2,599	2,341
10	3,541	3,420	3,047	3,295	2,755	2,563	2,328	2,097
11	3,204	3,100	2,755	2,980	2,514	2,298	2,106	1,892
12	2,923	2,825	2,514	2,720	2,412	2,097	1,921	1,730
13	2,685	2,600	2,312	2,500	2,217	1,943	1,765	1,590
14	2,481	2,400	2,1335	2,310	2,048	1,803	1,631	1,490
15	2,305	2,230	1,983	2,145	1,903	1,669	1,515	1,365

    2.2 Определяем вес товарной кислоты

кг

- плотность концентрированной кислоты,  = 1040 кг/м³

        2.3   Определяем объем воды для приготовления кислотного раствора

V_в=V_р - V_к - V_доб, м³

где V_p - объем соляно-кислотного раствора , V_p = 5,6 м³

  V_k - объем соляной кислоты,   V_k = 1,25 м³

  V_доб - объем добавок, м³.

         2.4  Определяем количество добавок

V_доб = (V_х.б.+V_инт+V_ук+V_инг), м³

 где    V_х.б.- это объем хлористого бария т.к. в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, который нейтрализуется добавкой хлористого бария.

        V_инг  - объем ингибитора, м³

        V_ук  - объем стабилизатора,м³

        V_инт  - объем интенсификатора,м³

Таблица 7.5 Виды ингибиторов

Ингибитор	Оптимальное дозирование объема раствора кислоты, %	Пластовая температура, оС
Формалин	0,6 – 0,8	20 – 40
Уникол-ПБ-5	0,25 – 0,5	20 – 40
Катапин-А	0,05 – 0,1	20 – 40
Катапин-К	0,05 – 0,1	20 – 40
Уротропин	0,2 – 0,25	20 – 40
U-1-А + уротропин	(0,1 + 0,2) – (0,4 + 0,8)	20 – 40
U-1-А + уротропин + йодистый кальций	0,4 + 0,8 + 0,01	20 – 40

Таблица 7.6 Виды интенсификаторов

ПАВ	Оптимальное дозирование, %	Необходимость ингибитора
Катапин-А	0,3	Не нужен
Катапин-А	0,3	Не нужен
Карбозолин-О	0,5	Не нужен
Марвелан-КО	0,5	Желательно
Са-Де	0,3	Обязательно
УФЭв	0,3	Желательно
ОП-10	0,3	Обязательно

Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, которую необходимо нейтрализовать добавкой хлористого бария.

2.4.1  Для определения объема хлористого бария находим количество хлористого бария

G_х.б. = 21,3·V_р·(, кг

где C - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, C = 0,4%

      X_р - концентрация раствора, X_р = 15%

      X_к  -  концентрация товарной соляной кислоты, X_к = 31,5%

2.4.2   Определяем объем хлористого бария

V_х.б.

где  G_х.б  - количество хлористого бария

       - плотность хлористого бария, принимается = 4000 кг/м³

     2.4.3  Определяем объём реагента В-2, применяемого в качестве ингибитора

м³

где b_н - норма добавки ингибитора принимается b_н = 0,2%

      C_н - объемная доля товарного ингибитора C_н = 100%

2.4.4  Определяем объем уксусной кислоты принимаемой в качестве стабилизатора.

м³

где b_ук  - норма добавок 100% уксусной кислоты, b_ук = 3%

      C_ук  - объемная доля товарной уксусной кислоты,C_ук = 80%

2.4.5   Определяем объем интенсификатора типа Марвелан-КО

м³

где b_ин - норма добавок  и интенсификатора,  b_ин = 0,5%

       C_ин - объемная доля товарного интенсификатора, C_ин=100%

Определяем общее число добавок и воды

V_доб = (V_х.б.+V_инт+V_ук+V_инг), м³

V_в=V_р-V_к-V_доб, м³

3  Расчет процесса обработки скважин

В процессе подготовительных  работ скважина промыта и заполнена водой, зумпф скважины изолируется закачкой бланкета концентрированным раствором хлористого кальция с плотностью ρ_СаСl = 1200 кг/м³

3.1 Определяем объем закачиваемого бланкета.

, м³

где D_вн -  внутренний диаметр эксплуатационной колонны

, м

где  - толщина стенки труб

       D₁ -  диаметр эксплуатационной колонны

Для получения от 1м³ раствора хлористого кальция, плотностью 1200 кг/м³  требуется 540 кг CaCl₂ и 0,66 м3 H₂O.

3.2  Определяем количество хлористого кальция

G_СаСl = 540 · V_бл, кг

V_в = 0,66 · V_бл, м³

4 Приготовление солянокислотного раствора

Данный раздел не рассчитывается

После приготовления соляно-кислотного раствора, ареометром проверяют полученную концентрацию раствора НСl и если она не соответствует 15%, добавляют воду или концентрированную кислоту.

Если концентрация получилась ниже запланированной (ниже 15%), то количество добавляемой концентрированной кислоты вычисляем по формуле

ΔН = V_р · ( ρ_з – ρ_ф /  ρ -  ρ_з)

где   V_р – объем приготовленного раствора кислоты, м³

          ρ_з – плотность раствора запланированной кислоты 1010кг/м³

         ρ_ф – фактическая плотность раствора приготовленной кислоты 1000кг/м³

         ρ  - плотность концентрированной кислоты 1110кг/м³

Если концентрация НСl в приготовленном растворе получилась выше запланированной, то количество добавляемой воды определяем по формуле

ΔН_НО = V_р · ( ρ_ф -  ρ_з  /  ρ_з - 1000)

    где  ΔН_НО – объем добавляемой воды, м³

     5  План обработки призабойной зоны скважины

      В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена водой. Зумпф скважины изолируется закачкой бланкета. Трубы спускаются до нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса УНЦ1-160х500К закачивается раствор СаС l₂ плотностью 1200 кг/м³

Таблица 7.7 Техническая характеристика насоса на агрегате УНЦ1-160*500К

Скорость	Плунжер диаметром 100мм		Плунжер диаметром 120 мм
	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление МПа	Теоретическая подача насоса л/с	Давление МПа
2	2,50	47,6	3,60	33,2
3	4,76	25,0	6,85	17,4
4	8,48	14,0	12,22	9,7
5	10,81	11,0	15,72	7,6

5.1  Транспортировка бланкета осуществляется продавкой водой в объеме выкидной линии длиной 2,5 м и НКТ длиной определяемой по формуле

м

               где    Н – глубина скважины, м

                                  l_з – глубина зумпфа, м  

               5.2   Определяем объем выкидной линии.

м³

                   где   l_вык = 25 м

мм

                5.3  Определяем  объем НКТ

 м³

                 5.4 Определяем общий объем продавочной воды

, м³

5. 5   Трубы приподнимают и устанавливают на 1-2 м выше нижних отверстий перфораций. Размещают и обвязывают оборудованием. Закачивают кислотный раствор в  объеме выкидной линии НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации

 м³

Задвижку закрывают на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор

м³