Применение звукового воздействия в практике нефтедобычи

8. Против  выпадения  из  солянокислотного  раствора  содержащихся  в  нем  солей  железа  добавляют  в  рабочий  раствор  уксусную  кислоту  в  количестве:

Q_ук  =  1000*b_у*W/C_у                           (2.5)

где  b_у  -  количество  уксусной  кислоты,  %  от  рабочего  раствора  соляной  кислоты  (b_у = f + 0,8,  где f  -  содержание  в соляной кислоте железа,  равное  f = 0,5 %,  тогда b_у = 0,5 + 0,8 = 1,3 %);  W  -  объем рабочего  солянокислотного  раствора,  равный  7,2 м³;  С_у  -  концентрация  уксусной  кислоты (принимаем С_у = 80 %).

Q_ук  =  1000*1,3*7,2/80  =  117  дм³

9. Для  растворения  цементирующего  породу  силикатного  и  глинистого  материалов,  а  также  для  очистки поверхности забоя от  глинистой или цементной корки в рабочий раствор соляной кислоты добавляют плавиковую  кислоту  в  количестве:

Q_пк  =  1000*b_п*W/С_п                        (2.6)

где  b_п  -  количество  добавляемой плавиковой  кислоты,  % от  объема  рабочего  солянокислотного  раствора  (обычно  равный  1 – 2 %,  принимаем    2 %);  С_п  -  концентрация  плавиковой  кислоты (обычно  составляет  40 %).

Q_пк  =  1000*2*7,2/40  =  360  дм³

10. В  качестве  интенсификатора  для  понижения  поверхностного  натяжения  применяют  препарат  ДС,  который  одновременно  является  ингибитором  и  наиболее  активным  понизителем  скорости  реакции  соляной  кислоты  с  породой.  Большое  снижение  (в  несколько  раз)  скорости  реакции  способствует  более  глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое  количество  ДС  для  7,2 м³  раствора  принимают из  расчета 1 – 1,5 %  рабочего  солянокислотного  раствора,  принимаем 1 %,  то  есть  7,2*0,01 = 0,072 м³  или 100  дм³.

11. Определяем  суммарный  объем  всех  добавок  к  солянокислотному  раствору:

∑Q  =  Q_и +  Q_пк  +  Q_ук +  Q_ин                  (2.7)

∑Q  =  72  +  117  +  360  +  72  =  621  дм³  =  0,621 м³

12. Уточняем  количество  воды,  необходимой  для  приготовления  принятого  объема  рабочего  солянокислотного  раствора  с  учетом  всех  добавок:

V  =  W  -  W_к  -  ∑Q                      (2.8)

V  =  7,2  -  2,92  -  0,621  =  3,7 м³

13. Для  изоляции  зумпфа  (кармана)  применяют  раствор  хлористого  кальция  относительной  плотности  1,2.

Объем  1 м  ствола  скважины  с  внутренним  диаметром  D_в = 0,15 м составляет  0,785*0,15² = 0,018 м³,  а объем 32 м зумпфа  будет 0,018*32 = 0,58 м³.

Перед  обработкой  скважины  зумпф  ее  заполняют  раствором  хлористого  кальция.  Для  этого  трубы  спускают  на  1 – 2 м  выше  забоя,  восстанавливают  в  скважине  циркуляцию  и  при  открытом  затрубном  пространстве  закачивают  раствор  хлористого  кальция  и  продавливают  его  в  зумпф  закачкой  в  трубы  нефти  в  объеме  выкидной  линии  (объем  труб  диаметром  0,062 м,  длиной  100 м  от  насосного  агрегата  до  устья  скважины  составит  0,00302*100 = 0,3 м³)  плюс  объем промывочных труб  (π*d_в²/4)*Н = 0,00302*2650 = 7,4 м³.  Затем приподнимают  трубы и устанавливают башмак  промывочных  труб  у  нижних  отверстий  фильтра,  после  чего  в  скважину  закачивают  кислоту.

При  закачке  кислота  заполняет  выкидную  линию  диаметром  0,062 м, длиной  100 м  от  насосного  агрегата  (объем  ее  составляет  0,00302*100 = 0,3 м³),  промывочные  трубы  диаметром  0,062 м,  длиной  2650 м  (объем  их  равен  0,00302*2450 = 7,4 м³)  и нижнюю  часть скважины  от  подошвы до  кровли  пласта  (объем ее  составит  0,018*32 = 0,58 м³),  всего 8,28 м³.  После этого устье герметизируют (закрывают  затрубное  пространство)  и  остаток  рабочего  солянокислотного  раствора  продавливают  в  призабойную  зону  скважины.  Для  вытеснения  соляной  кислоты  из  труб  требуется  8,28 м³.

В  результате  проведения  СКО  по  данной  скважине  ее дебит по  нефти  возрос  с  2,4 т/сут  до 7,5 т/сут.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Как показали многолетние исследования звуковых излучателей на нефтяных месторождениях Пермского края, эффективность их использования определяется типом излучателя, местом его установки и режимом его работы.

Так, для подготовки сточной воды целесообразнее использовать пластинчатые излучатели, позволяющие обрабатывать большие объёмы жидкости. Для воздействия же на высоковязкие и высокоабразивные жидкости необходимо применять вихревые излучатели звука, как более износостойкие и мощные.

При воздействии звуком на призабойную  зону пласта или же пласт эффективней всего вихревые излучатели звука.

Однако при этом следует помнить, что пластинчатые излучатели (вибраторы) эффективно работают уже при величине скорости натекания жидкости на пластину порядка 4 м/с, в то время как для эффективной работы вихревого излучателя звука скорость прохождения жидкости через камеру завихрения должна составлять не менее 20 м/с.

Акустическое воздействие в настоящее время и в ближайшем будущем останется одним из эффективных методов воздействия на призабойную зону нефтяных, водных и газоконденсатных скважин.

Моделируя условия добычи нефти и подбирая ультразвуковое АВ с необходимыми параметрами, можно добиваться существенного повышения нефтеотдачи пласта. Опытно-промышленные опробования показали, что системное применение АВ на нефтяных месторождениях может обеспечивать решение следующих весьма сложных вопросов:

- обеспечение равномерности  и полноты выработки залежи (повышение коэффициента извлечения нефти);

- интенсификацию отборов  и дополнительное извлечение  нефти из зон защемления,

а также из интервалов с пониженными емкостно-фильтрационными  свойствами;

- очистка ПЗП скважин  от различных загрязнений путем облучения ее акустическим полем.

Если говорить в целом, то акустическое воздействие может  обеспечить прирост добычи около 30 – 40 % нефти при успешности 60 – 70 %. По газу и воде эти цифры выше. По отдельным скважинам эффект может исчисляться разами, длительность эффекта – до 3 – 4 месяцев. Комплексирование АВ с другими методами дает более высокие результаты работ по интенсификации.

Одним из преимуществ  АВ является отсутствие (или незначительное) нарушения цементного камня и разрушения окружающего пласта.

Наряду с эффективностью, в сравнении с другими методами интенсификации, технология АВ проста в реализации, т. к. габариты прибора позволяют работать через НКТ, а на обработку затрачивается сравнительно малое время.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Наборщиков П.В., Покровский В.А., Полинская Р.Е., Кушнир В.Н.

Промысловые исследования эффективности  диспергирования примесей в сточных водах с помощью гидродинамических аппаратов // Нефтепромысловое дело: Труды ПермНИПИнефть. – Пермь: Пермское книжное издательство. – 1972. -Вып. 7 - С. 144-147.

2. Наборщиков П.В., Рак Ю.И., Покровский  В.А. Диспергирование частиц нефти в сточных водах с помощью низкочастотных гидродинамических излучателей. // Нефтепромысловое дело: Труды ПермНИПИнефть – Пермь: Пермское книжное издательство. – 1973. - Вып. 9. - С. 165-168.

3. Наборщиков П.В., Неволин В.Г.  Механизм диспергирования нефти  в звуковом поле вибратора // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных

месторождений Пермского Приуралья: Сб. научных трудов / ПермНИПИнефть. Пермь: Книжное издательство. - 1976. - С.92-96.

4. Неволин В.Г., Поздеев О.В. Закачка  воды с применением акустического воздействия // Вопросы освоения нефтяных залежей Пермского Приуралья в усложнённых условиях: Сб. научн. тр./ ПермНИПИнефть. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – С. 13 – 17.

5. Алескеров В.Ф., Неволин В.Г.  Результаты промыслового эксперимента  по акустическому воздействию не пласт // ЭИ. Техника и технология добычи нефти иобустройство месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – Вып. 3. – С. 1 – 5.

6. Неволин В.Г., Поздеев О.В. Акустическое воздействие в технологически процессах при добыче нефти. – Пермь: ПермНИПИнефть, 1991. – 80 с.

7. Неволин В.Г., Поздеев О.В., Сухих  Ю.М. Способ повышения структурно-механических свойств промывочных жидкостей, приготовленных из местных глин // НТЖ. Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ. – 1994. - № 6. – С. 21