ции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий
<2Х. „ = 21,31? ( - ^ - 0 , 0 2 ) , кг, (V III.14)
где W — объем солянокислотного раствора; а — содержание S 0 3 в товарной соляной кислоте; х — концентрация солянокислотного раствора; z — концентрация товарной кислоты. В нашем примере
W = 24 м3; а = 0,6% ; х = |
10%; |
z = 27,5% |
. Тогда по формуле |
|
(V III.14) |
получим |
|
|
|
Qx. б = |
21,3-24 ^ °27 5 ^-----0,02^ |
100 кг |
или 25 дм3 |
|
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 пони зителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1 — 1,5% объема соля нокислотного раствора (принимаем 1%), т. е. 24-0,01 = 0,24 м3
или 240 |
дм3. |
|
|
Количество воды для приготовления принятого объема соля |
|||
нокислотного |
раствора |
|
|
V = |
W - W |
K — S Q , м3, |
(V III.15) |
где W — объем солянокислотного раствора; W K — объем кон центрированной товарной соляной кислоты (WK = 8 м3); 2 Q — суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий, ДС), 2 Q = 450 + 25 + + 240 = 715 дм3 = 0,715 м3.
Следовательно, по формуле (V III. 15)
17 = 2 4 - 8 - 0 , 7 1 5 = 15,3 м3.
Для изоляции зумпфа при обработке снизу вверх применяем раствор хлористого кальция (бланкет) относительной плотности 1 ,2 .
Объем одного метра ствола скважины внутренним диаметром
0,15 |
м составляет 0,785 -0,152 |
0,018 м3, а объем 10 м зумпфа |
будет |
0,18 м3. |
|
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция относитель ной плотностью 1,2 требуется 540 кг 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 , 1 2 |
м3. |
После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора НС1 и, если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.
158
Количество добавляемой воды при концентрации НС1 > 10% определяется по формуле
Яа |
(р2 — Р) U7 |
(V III.16) |
|
Р - 1 |
|||
|
’ |
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация НС1 < 10%, — по формуле
Як = |
(P~Pi)W |
(V III.17) |
||
Р з — |
Р |
|||
|
|
|||
где qB и |
qK— объемы добавляемой воды и |
концентрированной |
||
кислоты, |
м3; |
W — объем солянокислотного |
раствора 10%-ной |
|
концентрации; |
р — плотность раствора заданной концентрации; |
|||
Pi и р2 — плотность приготовленного раствора соответственно по ниженной и повышенной концентрации; р3 — плотность концен трированной соляной кислоты.
До закачки соляной кислоты скважину необходимо заполнить нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м от насосного агрегата (0,00198-100 = 0,2 м3), 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), 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. V III.5).
При высоких давлениях лучше применять более мощные агре гаты — АзИНМАШ-ЗОА (табл. V III.6). Эти агрегаты предназна чены для транспортировки, смешения и нагнетания раствора кис лоты в скважину, а также для проведения гидрокислотных раз рывов пластов.
|
|
|
|
Т а б л и ц а V III.5 |
|
|
Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-30 |
|
|||
|
|
Плунжер диаметром |
Плунжер диаметром |
||
|
Частота |
90 мм |
110 мм |
||
Скорость |
вращения |
|
|
|
|
коренного |
Теорети |
Давление, |
Теорети |
Давление, |
|
|
вала насоса, |
ческая по |
ческая по |
||
|
об/мин |
дача насоса, |
МПа |
дача насоса, |
МПа |
|
|
л/с |
|
л/с |
|
II |
46,6 |
1,86 |
50,0 |
2,80 |
33,30 |
III |
89,0 |
3.50 |
26,1 |
5,35 |
17,40 |
IV |
159,0 |
6,40 |
14,6 |
9,50 |
9,75 |
V |
204,0 |
8,20 |
14,4 |
12,2 |
7,60 |
159
|
|
|
|
Т а б л и ц а V III.6 |
|
|
Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-ЗОА |
|
|||
|
|
Плунжер диаметром |
Плунжер диаметром |
||
|
Частота |
100 мм |
ПО мм |
||
Скорость |
вращения |
|
|
|
|
коренного |
Теорети |
Давление, |
Теорети |
Давление, |
|
|
вала насоса, |
ческая по |
ческая по |
||
|
об/мин |
дача насоса, |
МПа |
дача насоса, |
МПа |
|
|
л/с |
|
л/с |
|
II |
54,9 |
2,50 |
50 |
3,60 |
33,2 |
III |
104,5 |
4,76 |
25 |
6,85 |
17,4 |
IV |
183,5 |
8,48 |
14 |
12,22 |
9,7 |
V |
240,0 |
10,81 |
11 |
15,72 |
7,6 |
-Д^ПРИМЕНЕНИЕ НЕФТЕКИСЛОТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД
Размеры обрабатываемой зоны карбонатного пласта зависят от продолжительности нейтрализации кислоты в пластовых усло виях. Установлено, что с повышением давления от 5 до 30 МПа скорость взаимодействия кислоты с породой снижается, а при давлении свыше 40 МПа практически постоянна. С повышением температуры от 301 до 373 К скорость взаимодействия интенсивно возрастает. В интервале 423—523 К скорость практически по стоянна.
Размеры подвергаемой химическому воздействию зоны пласта можно увеличить путем замедления нейтрализации кислоты. Это достигается за счет применения разработанных СевКавНИПИнефтью гидрофобных кислотных эмульсий, которые состоят из 50—70% -ной соляной кислоты, углеводородной среды и реагентастабилизатора. Применение таких эмульсий предотвращает в те чение некоторого времени вступление кислоты в реакции с поро дой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это позволяет доста вить неотреагировавшую кислоту в более удаленные части пласта.
Задача 79. Определить глубину проникновения нефтекислотной эмуЛьсии в карбонатный коллектор. Исходные данные: глубина скважины 3830 м; диаметр забоя скважины d = 100 мм; интервал перфорации 3750—3800 м; пластовая температура 403 К; пласто вое давление 50 МПа; карбонатность пород 92% ; коэффициент трещиноватости kTp = 0,005; коэффициент приемистости 0,2— 0,3 м3/сут. МПа на 1 м.
Для предохранения колонны от высоких давлений необходимо закачать в затрубное пространство 2 м3 глинистого раствора плот ностью 1150— 1200 кг/м3 и 46,5 м3 утяжеленного раствора плот ностью 1760 кг/м3. Для снижения коррозии подземного оборудова ния следует разбавлять кислоту до 15% -ной концентрации и до полнительно ингибировать ее уротропином (1%).
160
Для обработки пласта необходимо использовать гидрофобную
нефтекислотную |
эмульсию с периодом стабильности в течение |
|
80 мин при Т = |
403 К. Наиболее близка к этим условиям эмуль |
|
сия, состоящая |
из 60% кислоты, 39,5% углеводородной основы |
|
и 0,5% аминов фракции С10—С1в. |
||
Необходимый объем кислоты принимается из расчета 0,8 м3 |
||
15% -ной концентрации на 1 |
м вскрытой мощности пласта, что |
|
составит в данном случае 40 |
м3, а общий объем эмульсии равен |
|
78м3.
Продавка эмульсии в пласт осуществляется в течение времени
ее.стабилизации и нейтрализации. Глубина проникновения эмуль сии определяется по формуле
(V III.18)
где V — объем продавленной эмульсии, м3; &тр — коэффициент трещиноватости, доли единицы; d — диаметр забоя скважины, м; h — эффективная мощность пласта, м.
Подставив в формулу (V III.18) численные значения, получим
В результате нефтекислотной обработки коэффициент приеми стости скважины повысился до 10 м3/сут. МПа на 1 м.
После освоения скважины дебит составил более 400 т/сут. Это свидетельствует о значительном улучшении условий притока нефти к скважине.
4. РАСЧЕТ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИН
Задача 80. Характеристика скважины, намеченной для термо кислотной обработки забоя, следующая: глубина Н = 1006 м;
эффективная |
мощность |
пласта h — 8 м; |
забой открытый чистый |
||||
(без |
пробки); |
внутренний диаметр эксплуатационной |
колонны |
||||
D = 0 ,1 5 |
м; |
скважина |
эксплуатируется |
штанговым |
насосом; |
||
диаметр промывочных труб |
d = 0,05 м; |
температура |
на забое |
||||
Т = |
308 К; начальный и текущий дебиты . нефти QH= |
23 и QT = |
|||||
= 5 |
т/сут; |
вода отсутствует. |
Коллектор |
сложен известняками; |
|||
в призабойной зоне пласта отлагаются парафин и смолы. Требуется определить необходимое количество товарной соля
ной кислоты и химических реагентов, а также эффективность этой обработки.
Для повышения фильтрационной способности призабойной зоны намечается термокислотная обработка, состоящая из двух фаз: первая фаза — термохимическая обработка, при которой солянокислотный раствор и поверхность забоя нагреваются до 348—363 К; вторая фаза — обычная солянокислотная обработка призабойной зоны, но более эффективная, вследствие высокой температуры нагретой соляной кислоты.
6 А. М. Юрчук |
161 |