Анализ эффективности методов соляно-кислотных обработок

 

7. Рекомендуемая технология проведения СКО

 

В зависимости от химко-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону матерьялов, а также целевого назначения обработок применяются:

А) солянокислотные обработки

Б) обработки глинокислотой, т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты

В) двухрастворные обработки с задавливанием в пласт последовательно сначала раствора соляной кислоты, затем глинокислоты.

В рассматриваемых скважинах просматривается слоистая неоднородность пластов, следовательно, коэффициент проницаемости невысок, поэтому рекомендуется проводить двухрастворные обработки.

При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка применяют двухрастворные обработки.

Солянокислотный раствор предназначается доля растворения привнесённых загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны.

За счёт этого исключается возможность образования в поровом пространстве пласта остатков фтористого кальция и других фторидов, способствующих проницаемости пород пласта, а также связывающих определённое, иногда очень большое количество HF, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты (из состава глинокислоты) за счёт её взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного геля кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта.

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнявшихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнявшегося низа скважины.

Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор HCl объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора HCl закачивается глинокислота, а затем продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

 

8. Расчет процесса проведения СКО и подбор необходимого оборудования

 

Исходные данные

L(м)	h(м)	Рпл(Мпа)	m(%)	D(м)	d(м)	q (м3/сут)	Qэ (т)
1471	6,4	15	0,2	0,22	0,05	13,24	951,79
1592	4,2	15	0,2	0,22	0,05	8,13	689,32
1643	5,6	15,5	0,2	0,22	0,05	9,58	758,14
1624	5,02	15,5	0,2	0,22	0,05	8,43	867,54
1530	6	14	0,2	0,22	0,05	8,62	892,24
1619	4,3	14,5	0,2	0,22	0,05	6,26	752,12
1446	3,8	16	0,2	0,22	0,05	6,92	346,89
1546	4,7	15	0,2	0,22	0,05	7,38	586,25
1448	4,6	15,5	0,2	0,22	0,05	10,11	695,24
1490	7	13	0,2	0,22	0,05	8,83	902,56

 

Скважина №44

Необходимый объем раствора:

 

W_р= 1,1*h

 

W_p = 1,1*6,4 = 7,04 м³_.

Объем товарной кислоты:

W_k = W_p*x_p(5.09*x_p+999) W_k=7,04*15 (5.09*15+999)/(27.5 (5.09*27.5+999) = 3,63 м³.

x_k, x_p - объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объем товарной кислоты рассчитывается:

W_k= W_p*5.09*x_p(5.09x_p+999)/(r_k(r_k - 999)

W_p= 7,04*5.09*15 (5.09*15+999)/(1139 (1139-999)) = 3,63 м³

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:

 

W_ук= b_ук*W_p/c_ук=3*3,63/80=0.264м³

 

b_ук - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты, равная 3%.

С_ук - объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%.

В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого:

 

W_и= b_и *W_р/c_и= 0.2*7,04/100=0.01408м³.

 

b_и - выбранная доля реагента в растворе, равная 0.2%.

с_и-объемная доля товарного продукта, равная 100%.

Количество интенсификатора, принимаем Марвелан-К(О):

W_инт= b_инт *W_p/100=0.3*7,04/100=0.02112м³.

b_инт - норма добавки интенсификатора, принятая равной 0.3%

При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0.4% серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле:

 

G_хб= 21.3*W_p(a*x_p /x_p - 0.02)

 

G_хб=21.3*7,04 (0.4*15/27.5 - 0.02)=29,77м³

21.3 - масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты.

ax_p/x_к - объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе.

а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %.

0.02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³ объем его с учетом G_хб определяют:

W_хб= G_хб/4000 = 29,77/4000= 0.007429м³

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

W_в= W_р - W_к - SW_реаг = 7,04-3,63-0,0148-0,01221-0,264-0,007429= 3,1м³.

Порядок приготовления кислотного раствора.

Наливают в мерник 3,1 м³ воды, добавляют к воде 0.01408 м³ ингибитора В-2; 0,264 уксусной кислоты; 3,63 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности r_р можно рассчитать по формуле:

 

W_к = W_р*r_р(r_р - 999)/(r_к(r_к - 999))

 

Для условий задачи

r_r= 999/2 + Ц (999/2)²+1134 (1134 - 999) 3,63/7,04 = 1075 кг/м³

Для определения r_р плотность товарной кислоты нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора. Если замеренная плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту.

Затем добавляют в раствор 29,7 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 минут после этого добавляют 21 л Марвелан-К(О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2-3 часа до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-30А и другие емкости.

Обработка скважин

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта:

 

V^'_к= V_в+ V^'_нкт * L + 0.785 (D² - d²⁾*h = 0.04 + 0.0030175*1471 + 0.785 (0.22² - 0.073²)*7,04 = 5,66 м³

 

V^'_в = 0.785*d_в*20 = 0.785*0.05*20 = 0.04 м³

V^'_нкт= 0.785d²*1 = 0.785* 0.062²*1 = 0.0030175м³/м.

Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

V_н = V^'_к = 5.66 м³

Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1.5-2 ч. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции. После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

При задавливании кислоты в пласт не следует стремится к достижению максимальных скоростей; надо первые 2-3 м³ задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

Объём второго раствора (глинокислоты) на 1 м мощности пласта:

 

Vгк=p(D² - d²)*m/4

 

где m - пористость

Vгк=3.14*(0.22² - 0.073²)*0,2/4=0,0460 м³

Wгк=h* Vгк=0,3219 м³

Продолжительность нагнетания в пласт раствора соляной кислоты

t = (Wр+Wгк +Vн)*10³/(q*3600) = (7,04+5.66+0,3219)*10³/(6.85*3600) = 0.56 ч.

где q - расход жидкости равный 6,85 л/с.

 

9. Определение технологической эффективности СКО

 

Требуется определить видимый и действительный текущий технологический эффект на середину каждого месяца и суммарный технологический эффект за период май - декабрь. Средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины:

 

К_ип = (q₂/q₁ + q₃/q₂ + ……q_n/q_n-1)/(n-1) = (6,83/6,9 + 6,42/6,83 + 5,26/6,42 + 4,34/5,26 + 4,05/4,34 + 3,92/4,05 + 3,98/4,05+3,53/3,98)/7 = 0,8574т/(сут*кг*с/см²)

 

По формуле К_m = К₀*К^m_ип определим значение предполагаемого коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после СКО. При этом входное значение коэффициента продуктивности

На середину мая:

К₀ = К₅ = 3,53 т/(сут*кг*с/см²).

На середину июня:

К₆ = К₀*(К_ип)² = 3,53*0.857² = 2,60т/(сут*кг*с/см²).

На середину июля:

К₇ = К₀*(К_ип)³ = 3,53*0.857³ = 2,23 т/(сут*кг*с/см²).

На середину августа:

К₈ = К₀*(К_ип)⁴ = 3,53*0.8573⁴ = 1,91 т/(сут*кг*с/см²).

На середину сентября:

К₉ = К₀*(К_ип)⁵ = 3,53*0.8573⁵ = 1,63 т/(сут*кг*с/см²).

На середину октября:

К₁₀ = К₀*(К_ип)⁶ = 3,53*0.857⁶ = 1,402т/(сут*кг*с/см²).

На середину ноября:

К₁₁ = К₀*(К_ип)⁷ = 3,53*0.857⁷ = 1,2021 т/(сут*кг*с/см²).

На середину декабря:

К₁₂ = К₀*(К_ип)⁸ = 3,53*0.857⁸ = 1,03 т/(сут*кг*с/см²).

Видимый эффект Dq определяем по формуле: Dq = q' (1 - К/К')

Dq₅ = 5,4 (1 - 5,4/13,21) = 4,16 т/сут.

Dq₆ = 6,2 (1 - 2,595/13,2) = 5,46 т/сут.

Dq₇ = 6,8 (1 - 2,2247/13,05) = 5,65 т/сут.

Dq₈ = 7,8 (1 - 1,908/15,27) = 6,83 т/сут.

Dq₉ = 8,2 (1 - 1,692/14,91) = 7,3 т/сут.

Dq₁₀ = 8,9 (1 - 1,402/14,8) = 8,05 т/сут.

Dq₁₁ = 9 (1 - 1,202/14,85) = 8,27 т/сут.

Dq₁₂ = 9,3 (1 - 1,03/15,36) = 8,68 т/сут.

Коэффициент эффективности определяем по формуле: