Добавить материал и получить бесплатное свидетельство о публикации в СМИ
Эл. №ФС77-60625 от 20.01.2015
Инфоурок / Доп. образование / Другие методич. материалы / Урок по выполнению практической работы
ВНИМАНИЮ ВСЕХ УЧИТЕЛЕЙ: согласно Федеральному закону № 313-ФЗ все педагоги должны пройти обучение навыкам оказания первой помощи.

Дистанционный курс "Оказание первой помощи детям и взрослым" от проекта "Инфоурок" даёт Вам возможность привести свои знания в соответствие с требованиями закона и получить удостоверение о повышении квалификации установленного образца (180 часов). Начало обучения новой группы: 24 мая.

Подать заявку на курс
  • Доп. образование

Урок по выполнению практической работы

библиотека
материалов

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 8


РАСЧЕТ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН


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 термокислотной обработки пласта



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

Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. Взаимодействие кислоты с породой часто мешают отложения на забое скважины парафина, смол и асфальтеновых веществ. Поэтому для повышения эффективности обработки скважин применяют горячую кислоту.

Кислоту нагревают химическим путем, т.е. за счет экзотермической реакции взаимодействия соляной кислоты с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, опускаемый на трубах в скважину. Лучшим реагентом для термокислотных обработок является магний. При растворении магния в соляной кислоте выделяется большое количество теплоты, а продукты реакции хорошо растворяются в воде.

Исходные данные приведены в таблице 14.


Таблица 14


варианта

Глубина скважины Н, м

Диаметр эксплуатац. колонны D,мм

Эффектив. мощность пласта hэ, м

Статичес. уровень от устья скв. hст, м

Начальный

дебит скв. Qн, т/сут

Текущий дебит скв.

Qт, т/сут

Газовый

фактор G0, м3

Содержание воды В, %

Удельный вес нефти γ, т/м3

Температура

забое tз, оС

Температура

раствора t, оС

Глубина зумпфа hз, м

Диаметр прутков

dп, мм

1

2190

146

14

20

74

72

460

3

0,87

59

20

1,5

20

2

168

12

21

71

70

459

4

0,81

58

21

1,4

3

146

13

19

72

71

458

5

0,82

57

22

1,6

4

168

14,5

20

73

72

457

6

0,83

56

23

1,7

5

146

11

22

74

73

456

1

0,84

55

24

1,5

6

168

10

23

75

74

455

2

0,85

51

25

1,8

7

146

12,5

19

74

73

450

3

0,86

52

26

1,5

8

168

14

20

74

72

449

4

0,87

53

27

1,4

9

146

12,5

21

71

70

448

5

0,88

54

28

1,7

10

168

9

19

72

71

460

7

0,81

55

20

1,3



Продолжение таблицы 14


варианта

Глубина скважины Н, м

Диаметр эксплуатац. колонны D,мм

Эффектив. мощность пласта hэ, м

Статичес. уровень от устья скв. hст, м

Начальный

дебит скв. Qн, т/сут

Текущий дебит скв.

Qт, т/сут


фактор G0, м3

Содержание воды В, %

Удельный вес нефти γ, т/м3

Температура

забое tз, оС

Температура

раствора t, оС

Глубина зумпфа hз, м

Диаметр прутков

магния dп, мм

11


146

13,5

20

73

72

459

3

0,82

56

21

1,8

20

12

168

10,5

22

74

73

458

3

0,83

57

22

1,9

13

146

11

23

75

74

457

4

0,84

58

23

1,6

14

168

12

19

74

72

456

5

0,85

59

24

1,5

15

146

13

22

70

69

455

6

0,89

60

25

1,4

16

168

14

24

72

71

450

1

0,86

61

26

1,8

17

146

15

20

75

74

449

2

0,87

62

27

1,5

18

146

14

20

74

72

460

3

0,87

59

20

1,5

19

168

12

21

71

70

459

4

0,81

58

21

1,4

20

146

13

19

72

71

458

5

0,82

57

22

1,6

21

168

14,5

20

73

72

457

6

0,83

56

23

1,7

22

146

11

22

74

73

456

1

0,84

55

24

1,5

23

168

10

23

75

74

455

2

0,85

51

25

1,8

24

146

12,5

19

74

73

450

3

0,86

52

26

1,5

25

168

14

20

74

72

449

4

0,87

53

27

1,4

26

146

12,5

21

71

70

448

5

0,88

54

28

1,7

27

168

9

19

72

71

460

7

0,81

55

20

1,3

28

146

13,5

20

73

72

459

3

0,82

56

21

1,8

29

168

10,5

22

74

73

458

3

0,83

57

22

1,9

30

146

11

23

75

74

457

4

0,84

58

23

1,6


Вид магния прутки

Проведение термокислотной обработки впервые


1 Расчет количества магния и кислоты

Количество магния, необходимое для термокислотной обработки определяем по формуле

Gм=Vр(t2 - t)C / 4520 , кг


где Vр - объем солянокислотного раствора, Vр = 4м3 = 4000кг ;

t2 - конечная температура солянокислотного раствора;

t- начальная температура солянокислотного раствора;

С - теплоемкость хлористого магния, С = 0,75ккал;

4520 - количество тепла, выделяющееся при полном сгорании 1 кг магния, ккал.


Для подогрева стенок скважины с целью расплавления и удаления парафина задаемся конечной температурой солянокислотного раствора в пределах 70-100оС (принимаем t2 = 85оС)

Для первой фазы (термохимическая обработка забоя) обработки применяем 4м3 15%-ого солянокислотного раствора.


При первичной обработке рекомендуется принимать 0.8 м3 солянокислотного раствора на 1 м эффективной мощности пласта.


VP = N·h, м3


где N - норма расхода солянокислотного раствор, N = 0,8 м 3/м;

h - эффективная мощность пласта, м.



Из общего количества солянокислотного раствора 4м3 расходуется для первой фазы обработки и (VP - 4м 3 ) для второй фазы обработки призабойной зоны.

Концентрация солянокислотного раствора после раствора магния


Х2 = X1-AGм / 3,33AVр+Gм, %


где Х1и Х2 - начальная и конечная концентрации солянокислотного раствора, %

А – числовой коэффициент, который определяется по таблице:


z,x

Б,А

z,x

Б,А

5.15 – 12,19

214

29,95 – 31,52

227,3

13,19 – 18,11

218

32,10 – 33,4

229,5

19,06 – 24,75

221,5

34,32 – 37,22

232

25,75 – 29,59

226





А - числовой коэффициент, который при концентрации кислоты до 18% равен 218,

а при концентрации кислоты до 12% - 214;

Gм - количество магния, кг



Конечная концентрация солянокислотного раствора принимается равной 12%.


Количество магния, необходимое для снижения концентрации кислотного раствора с 15% до 12%


Gм = 3,33 · Vр(A1X1/A1 - X1 - A2X2/A2 - X2), кг


где А1и А2 - числовые коэффициенты для начальной и конечной концентрации

кислотного раствора, A1 = 218; А2 = 214.


Таким образом, для проведения термокислотной обработки необходимо иметь 15,2 кг магния. При этом конечная температура солянокислотного раствора


t2 = t1+ 4520Gм/VрC , °С.


2 Расчет реакционного наконечника


При расчете реакционного наконечника определяется его длина и диаметр.

Диаметр реакционного наконечника принимается максимально возможным для спуска в эксплуатационную колонну. В эксплуатационную колонну диаметром 168 мм (внутренний диаметр 144 мм) или диаметром 146 мм (внутренний диаметр 122 мм) можно спустить реакционный наконечник из труб условного диаметра 89 мм, внутренний диаметр равен 76 мм.

Длина реакционной камеры наконечника определяется по формуле


l1 = Gм/qм,, м


где Gм - масса загруженного в наконечник магния, кг;

qм - масса одного пучка прутков магния, кг.



qм = ·V, кг


где V - объем прутков, помещающихся в 1 м трубы условного диаметра 89 мм;

- удельный вес технического магния, = 1,77кг/дм3


V = 0,785dп2 n1 · 1, м3


где dп - диаметр прутка магния, м;

n1- число прутков, помещаемых по диаметру реакционного наконечника


n1 n


где - коэффициент, применяемый для снижения гидравлических сопротивлений

при прокачке солянокислотного раствора в начальный период

( = 0,75-0,80; принимается = 0,75);

n - число прутков, которое может поместиться по диаметру реакционного наконечника


n = n' + n"


n ´= 360 / 2


= arcsin · rп / R- rп



n" = 360 / 2 ·


= arcsin · rп / R- rп -dп


Следовательно, во втором ряду разместить прутков больше нельзя. Можно разместить один пруток по центру камеры.



Общая длина реакционного наконечника


l= l1 + l2


где l 2 – длина нижней камеры реакционного наконечника, l 2 = 4,05м


На рис.5 изображен реакционный наконечник, который спускается на насосно-компрессорных трубах до забоя скважины.

Верхняя труба 3 наконечника через переводник 2 крепится к муфте насосно-компрессорных труб. Эта труба (контактный ствол наконечника) заполняется стержнями магния; в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу кислотным раствором. Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через пластину-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый вследствие реакции с магнием, предназначена для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввинченные в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.























Рисунок 5 Реакционный наконечник



4 Расчет концентрированной кислоты, воды и присадок

Для первой фазы

4.1 Для термокислотной обработки соляной кислотой 27,5% концентрации и определяем количество концентрированной кислоты


, м3


где Vр- объём 15% соляной кислоты;

α – переводной коэффициент, при концентрации соляной кислоты 27,5% и разбавленной кислоты 15%, принимаем α = 1,943.



При удельном весе 27,5%-ной кислоты = 1,139 т/м3 – масса концентрированной кислоты


4.1 Определяем вес концентрированной кислоты


, кг


где ρHCl – плотность 27,5% соляной кислоты, ρHCl = 1739 кг/ м3



4.2 Принимаем объем воды, необходимой для приготовления солянокислотного раствора


Vв = 4 · 444 = 1,776м3


4.3 Для термохимической обработки в качестве ингибитора необходимо применять формалин, так как тормозит реакцию Mg с соляной кислотой


Gф = 1000Х1 ·Vр / (440 + У)У, кг


где Gф - количество формалина, кг

У – концентрация формалина, У = 40%



4.4 Определяем количество стабилизатора

В качестве стабилизатора для предупреждения выпадения солей железа при нейтрализации соляной кислоты в породе применяют уксусную кислоту СН3СООН.


Vук = 1000 b Vр / С, м3

где b – добавка уксусной кислоты к объему раствора, %;

С – концентрация товарной кислоты, С = 80%



b = f + 0,8, %


где f - содержание в солянокислотном растворе Fе2О3, %. В соляной кислоте из абгазов органических производств Fе2О3 содержится не более 0,03%, принимается f = 0,03%



4.5 Определяем количество плавиковой кислоты (фтористо-водородная) её добавляют к солянокислотному раствору при обработке скважин, эксплуатирующих песчаные пласты с карбонатным цементом. Её присутствие в растворе предупреждает образование на забое гелекремниевой кислоты способное закупорить поровые каналы призабойной зоны.

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

кислоту HF.


VНF = 100bVр / m, м3


где b - добавка плавиковой кислоты к объему раствора принимается, b = 1%;

m - концентрация товарной плавиковой кислоты %-ного содержания HF

принимается m = 60%


4.6 В товарной соляной кислоте из абгазов органических производств содержится примесь серной кислоты в ненормируемом количестве. Принимается количество серной кислоты в пересчете на SO3 равным 0,5%.

После разбавления кислоты водой содержание SО3 понизится до следующей величины:


SO3' = Vhcl · % · SO3 / Vр


Допустимое количество SО3 в растворе равно 0,02%. Излишки SO3 в количестве

SO3 = Vр – 0,02 необходимо нейтрализовать хлористым барием BaCl 2 · 2Н2О, потребное количество хлористого бария для нейтрализации SO3


G ВаСl = 3,05SO 3X 1Vр, кг


где SO3 - количество SO3 подлежащее нейтрализации, %;

Х1 – концентрация солянокислотного раствора, %;

Vр – объем солянокислотного раствора, м3


Для растворения хлористого бария понадобится воды


VB = GBаСl /100 ·l , м3


4.7 В качестве интенсификатора применяем НЧК (нейтрализованный черный контакт)


Vнчк = 0,4X 1V р , м3


4.8 Объем добавок


Vдоб = Gф + VНF + Vук +VB + Vнчк , м3



4.9 Объем воды, необходимый для приготовления солянокислотного раствора


Vв' = Vв – Vдоб , м3



Для второй фазы


Количество кислоты


Vhci = Vp/α, м3


Ghci = VНСl , кг


В качестве ингибитора необходимо применять только уникол


Vу-к = 74b X2VP/A-X2


где b - добавка уникола к соляной кислоте, % (для уникода марки У-К, b = 0.3% от

количества 27%-ной кислоты)

X2 – 12% концентрация солянокислотного раствора

VP – объем солянокислотного раствора, м3

А = 214 – коэффициент


Остальные добавки применяются те же, что и для первой фазы обработки. Объем уксусной кислоты

Vук = 1000bVр / C , м3


Объем плавиковой кислоты


VНF = 1000bVP/ m , м3

Вес хлористого бария


G ВаСl = 3,05SO 3X 1Vр, кг



Объем воды, потребляемой для растворения хлористого бария


VН2О = 14,3 / 100 · 1 , м3



Объем НЧК Vнчк = 0,4X2VP, м3



Объем добавок Vдоб = Gф + VНF + Vук +VB + Vнчк , м3



Объем воды VВ = Vр – V нсl – Vдоб , м3


Для проведения термокислотной обработки потребуется следующее суммарное количество кислоты, воды и добавок:


Товарной кислоты GHCl, т;

Воды VB, м3;

Формалина GФ , кг;

Уникола Vy-K , м3;

Уксусной кислоты Vукс , м3;

Плавиковой кислоты Vhf , м3;

Хлористого бария Gвсl , кг;

Для растворения хлористого бария потребуется воды и НЧК: VВ , м3; Vнчк , м3.



КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


1 Какое значение имеет поддержание пластового давления?

2 Методы увеличения проницаемости призабойной зоны скважин

3 Техника проведения солянокислотной обработки нефтяных и газовых скважин

4 Реагенты, применяемые при солянокислотной обработке скважин

5 Термокислотная обработка скважин



Автор
Дата добавления 25.04.2016
Раздел Доп. образование
Подраздел Другие методич. материалы
Просмотров101
Номер материала ДБ-052693
Получить свидетельство о публикации

Выберите специальность, которую Вы хотите получить:

Обучение проходит дистанционно на сайте проекта "Инфоурок".
По итогам обучения слушателям выдаются печатные дипломы установленного образца.

ПЕРЕЙТИ В КАТАЛОГ КУРСОВ

Похожие материалы

Включите уведомления прямо сейчас и мы сразу сообщим Вам о важных новостях. Не волнуйтесь, мы будем отправлять только самое главное.
Специальное предложение
Вверх