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

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам

концентрация соляиокислотного раствора; z = 27,5%-ная — концент рация товарной кислоты;

	Qx 6 = 21,3 »24» ^ в’ву ^0— 0,02^			100 кг или	25 л (дм3)
при	плотности	хлористого бария	4,0.	понижения	поверхностного
В	качестве	интенсификатора	для	понижения	поверхностного

натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизи телем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое сни жение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС составляет 1—1,5% от объема соля

нокислотного раствора (принимаем	1%). Это дает
24 м3* 0,01 = 0,24 м3,	или 240 л (дм3).

Количество воды для приготовления принятого объема соляно кислотного раствора

V = W — WYL— '2l Q м3,
где W — объем солянокислотного	раствора; WK =	8 м3 — объем
концентрированной товарной соляной кислоты: ZQ = 438 +			450 +
+ 400 + 25 + 240 «=* 1550 л = 1,55	м3 — суммарный	объем	всех

добавок к соляноклслотному раствору (уникол, уксусная кислота,

плавиковая кислота, хлористый					барий, ДС):
		У = 24 —8 —1,55 = 14,45 м3.
Для изоляции зумпфа				применяем раствор		хлористого кальция
(бланкет) плотностью 1,2.					внутренним		диаметром 0,15 м
Объем		1 м ствола	скважины
составляет		0,018 м3 (0,785		• 0,15	м2), а объем 10-м зумпфа				будет
0,18	м3.
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция плотностью
1,2 по инструкции [15]			требуется 540 СаС12			и 0,66 м3 воды. Для
изоляции		всего зумпфа надо взять: СаС12				540	• 0,18 = 97		кг и
воды	0,66	■0,18 = 0,12 м3.				раствора		проверяют
После		приготовления		солянокислотного
ареометром полученную			концентрацию раствора				НС1,	и если	она

не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концент рированную кислоту.

Количество добавляемой воды при концентрации НС1 >10% определяется по формуле

„ _	( Р 2 - Р ) W
7 в -	р_ ,1

а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация НС1 < 10%, — по формуле

(Р—Pi ) W

Чк— „ >

230

где g„ и qK— объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты в м3; W — объем солянокислотного раствора 10%-ной концентрации; р — плотность раствора заданной концентрации; р Xи р 2 — плотность приготовленного раствора соответственно пони женной и повышенной концентрации; р 3 — плотность концентриро ванной соляной кислоты.

Количество добавляемой воды и соляной кислоты можно также определить по таблице [15].

До 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 х 100 = = 0,2 м3) от насосного агрегата, 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), а 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.	46).
				*	Т а б л и ц а		46
	Техническая характеристика агрегата Азинмаш-30
	Теоретическая производи				Давление, кгс/см 1
	Частота пращенпя	тельность насоса, л /с			Давление, кгс/см 1
	Частота пращенпя	тельность насоса, л /с
Скорость	кривошипного вала
	насоса в минуту	при 90-мм	при ИО-мм	при 90-мм		при 110-мм
		плунжере	плунжере	плунжере		плунжере
II	46,6	1,86	2,80		500	333,0
III	89,0	3,50	5,35		261	174,0
IV	159,0	6,40	9,50		146	97,5
V	204,0	8,20	12,20		144	76,0
При высоких давлениях лучше применять более мощные агре
гаты — Азинмаш-30А (табл. 47).			Эти агрегаты	предназначены			для

транспортировки, смешения и нагнетания раствора кислоты в сква жину, а также для гидрокислотных разрывов пластов.

После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реак ции солянокислотиого раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления.

Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршыевания или в процессе эксплуатации скважины. За тем скважину исследуют иа приток для оценки эффективности соля нокислотной обработки.

Институт СевКавНИПИнефть в соответствии с составленной им инструкцией по солянокислотной обработке пластов, сложенных

Т а б л и ц а 47

Техническая характеристика агрегата Азнимаш-ЗОА

	Частота		Плунжер диаметром		Плунжер дпаметром	110 мм
	Частота		100 мм
	вращеппя
Скорость	коренного
Скорость	вала		теоретическая	давление,	теоретическая	давление,
	насоса		теоретическая	давление,	теоретическая	давление,
	в минуту		производительность	кгс/см 2	производительность	кгс/см 2
			насоса, л /с		насоса, л /с
II	54,9	,	2,5	500	3,6	332
III	104,5	'	4,76	250	6,85	174
IV	183,5	'	8,48	140	12,22	97
V	240,0		10,81	110	15,72	76

трещиноватыми известняками, рекомендует проводить обработку

вдве 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 (по окон чании реагирования 12—15%-ной кислоты с породой) форсирован ную закачку соляной кислоты повышенной концентрации (20—25%)

вобъеме 20—30 м3. (

При отсутствии положительных результатов, особенно в условиях высокой пластовой температуры (до 150° С), обработку следует про водить нефтекислотной эмульсией, при которой время нейтрализации кислоты и радиус обработки значительно увеличиваются. Радиус проникновения..кислоты в глубь пласта до ее нейтрализации при со лянокислотной'-'обработке может быть определен по формуле

_ 0	5 1 Г V +0,785/cTpri2fe _		Q 5 1/" 24 + 0,785 • 0,005 • 0,1- • 50				= 5,5	м,
R пр	У	0,785Л'тр^	У	0,785 ■0,005 • 50
г д е V =	24 м3 — количество		продавленного в		пласт		кислотного
раствора;	/стр — коэффициент		трещиноватости		пород	(принимаем
/стр = 0,005);		d — 100 мм — диаметр		забоя скважины;		h = 50		м —
эффективная		мощность пласта.

Применение гидрофобных нефтекислотиых эмульсий предотвра щает в течение некоторого промежутка времени вступление кислоты в реакцию с породой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это по зволяет 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. Ре комендуемый состав нефтекислотиых эмульсий: соляной кислоты 12—15%-ной концентрации — 60%, нефти — 39,5% и аминов —

0,5%.

232

Для защиты подземного оборудования скважин от соляноки слотной коррозии следует применять в качестве ингибиторов уро тропин (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 сква жины кислотой за все время ее работы с повышенным дебитом. Кроме того, результаты обработки проверяют по величине коэффи циента продуктивности скважины до и после обработки при одина ковой депрессии.

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

Для экономической оценки эффективности обработки следует определить стоимость дополнительно добытой нефти (с учетом про

мысловой	себестоимости) и сравнить		ее с затратами, связанными
с проведением солянокислотной обработки.
	35. Расчет	термокислотной	обработки
	забоя скважин [15]
Задача	55	скважины, намеченной для термокислотной
Характеристика

обработки забоя, следующая: глубина Н = 1006 м; эффективная


мощность пласта h =		8 м; забой открытый			чистый	(без	пробки);
внутренний диаметр эксплуатационной колонны D = 0,15							м;	сква
жина	эксплуатируется штанговым насосом;			диаметр		промывочных
труб	d = 0,05 м; температура на забое		t =	35° С; начальный дебит
нефти	Q„ = 23 т/сут;	текущий дебит	нефти		QT =	5 т/сут;		вода

отсутствует. Коллектор сложен известняками; в призабойной зоне пласта происходят отложения парафина и смол.

Требуется определить необходимое количество товарной соляной кислоты и химических реагентов для очистки забоя скважины, а также эффективность этой обработки.

Для повышения фильтрационной способности призабойной зоны (очистки ее от отложений парафина и смол, увеличения проницае мости) намечается термокислотная обработка, состоящая из двух фаз:

первая фаза — термохимическая обработка, при которой соля-

нокислотиый раствор и поверхность забоя		нагреваются	до-, 75—
90° С;	фаза — обычная соляиокислотная	обработка	призабой
вторая
ной зоны,	по более эффективная вследствие	высокой температуры

нагретой соляной кислоты.

Расчет ведется в соответствии с инструкцией по обработке не фтяных скважин соляной кислотой [15].

В качестве химического реагента принимаем металлический магний. Для первой фазы обработки рекомендуется применять

233

15%-ный раствор HCl в количестве 0,1 м3 на 1 кг магния, который

врезультате реакции его с кислотой выделяет 4520 ккал тепла. При первичной обработке принимаем 0,8 м3 солянокислотиого

раствора на 1 м эффективной мощности пласта. Для мощности h = = 8 м потребуется 6,4 м3, из них 4 м3 для первой фазы обработки и 2,4 м3 для второй фазы.

При температуре плавления парафина tn}l = 55° С совершенно достаточно подогреть солянокислотиый раствор и поверхность

забоя до		tK — 80° С. Пусть			начальная		температура соляиокислот-
ного	раствора tH= 20° С.			Тогда необходимое					количество магния
для повышения температуры W = 4 м3 кислотного раствора от 20
до	80° С	может быть	определено			по		формуле
		(ік	+)		4 (80	20)		qn с	„„
		6,03		~	6,03		-	ÖJ>Ö	кг’

где 6,03 —	-----числовой	коэффициент (4520 ккал — ко-
1UUU ■U) / о		кг металлического магния; 0,75 —
личество тепла,	выделяемого 1	кг металлического магния; 0,75 —

теплоемкость водного раствора хлористого магния в ккал/кг • °С; 1000 — коэффициент перевода размерности).

Найденное количество магния вполне соответствует указанной выше практической норме 1 кг на 0,1 м3 15%-ного солянокислот

ного раствора. Для		принятых в первой фазе обработки 4 м3	рас
твора надо	взять 40	кг магния.	(tK—
Из этой	формулы	можно найти и температурный перепад	(tK—

tH), принимая количество магния по опытным данным. Определяем, как изменится концентрация 4 м3 15%-ного со

лянокислотного раствора после растворения в нем = 40 кг магния. Процент уменьшения концентрации кислотного раствора, полностью нейтрализующегося, найдем по формуле

____ AQM_____

3 ,3 3 ^ 4 1 ^ + Qu ’

где А — числовой коэффициент, который при концентрации ки слоты до 18% равен 218, а при концентрации до 12% равен 214;

	218 •40	3%.
	3,33-218-4+ 40	3%.
	3,33-218-4+ 40

Следовательно, концентрация 15%-ного раствора соляной ки слоты уменьшится на 3% и составит 12% НС1.

Количество магния, необходимое для снижения концентрации кислотного раствора от 15 до 12%, может быть определено по фор муле

Агхі	А 2^-2 \	о оо / (	218 * 15	214-12 \
<?м = 3,33wi^ Ai — x1	Ао—х 2 ) ~	1 {	218— 15	214 -12 )

= 45,2 кг,

234

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/158423

Смотрите также:



_1966(~1
_Антонян Ю.М., Сексуальные преступления. Чикатило и другие
_РГР № 1 (2)
- Габариты и масса 27
'Образ–Я' и его развитие средствами диалога
"Логистическая технология JIT"
"Особенности правовой системы Российской Федерации" по дисциплине "Теория государства и права"
«Анализ ликвидности и платежеспособности предприятия» (на материалах ОАО Московская кондитерская фабрика «Красный Октябрь»)