Геологический раздел
Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой
жүктеу/скачать 0,53 Mb.
|
| 2.7 Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой
Теоретическое определение потребного объема раствора кислоты чрезвычайно затруднительно. Для отдельных месторождений и пластов количество кислоты устанавливается опытным путем. Существуют примерно следующие нормы для карбонатной породы. Для скважин с пониженной проницаемостью призабойной зоны и высоким пластовым давлением 0,5 — 0,6 м3 на 1 пог.м обрабатываемого пласта при 14%-ном растворе соляной кислоты. Для проницаемых пластов в скважинах со средним пластовым давлением 0,8-1,0 м3 на 1 пог.м 12%-ной соляной кислоты. В скважинах же с низким пластовым давлением 1,0-1,5 м3 на 1 пог.м 8-10%-ной соляной кислоты. Пусть мы имеем скважину глубиной Н = 720 м, пробуренную на карбонатный пласт мощностью 20 м с низким пластовым давлением и удовлетворительным растворением породы в соляной кислоте. Под пластом (предположенным к обработке) имеется зумпф глубиной 10 м. Требуется рассчитать потребные химикаты и составить план обработки скважины соляной кислотой, имея в виду, что диаметр ствола скважины в ионе пласта равен , а диаметр насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину, равен 2''. длина их 700 м. Концентрацию раствора соляной кислоты принимаем равной 10%. Объем раствора 10%-ной кислоты для обработки пласта мощностью 20 м определяем, находя из указанной выше нормы: 1 м3 раствора на 1 м мощности пласта. Дли заданных условий объем раствора составит 1 х 20 = 20 м3. Количества соляной кислоты н воды, необходимые для получения растворов различной концентрации, можно позаимствовать из табл. 6, в которой даны в числителе количества 27%-ной кислоты (в м3), а в знаменателе — количества воды (в м3). После затворения кислоты необходимо проверить ее концентрацию ареометром, и если она окажется отличающейся от требуемой, то, базируясь на табл. 7, надо по правилу смешения рассчитать добавка кислоты или воды для доведения раствора до проектной крепости. Порядок затворения соляной кислоты для обработки скважин В мерник наливается чистая сода (употребление загрязненной воды воспрещается) в требуемом по расчету количестве, но уменьшенном на общий вес добавок: ингибитора, вещества, защищающего металл от коррозирующего действия кислоты; стабилизатора, предотвращающего от выпадения солей железа и алюминия из отработанного кислотного раствора; интенсификатора, т. е. химиката, понижающего поверхностное натяжение кислотного раствора и облегчающего удаление его из поровых каналов, а также расширяющего сферу действия кислоты; хлористого бария, устраняющего вредную примесь серной кислоты из соляно-кислотного раствора, чтобы предотвратить выпадение гипса CaSO4 из отработанного раствора. В воду наливают ингибитор; затем, если требуется, вводят уксусную и плавиковую кислоты, затем крепкую соляную кислоту и содержимое перемешивают. Ареометром проверяют концентрацию и исправляют ее добавлением воды или крепкой кислоты. После этого дозируют хлористый барий при тщательном перемешивании. Интенсификатор прибавляют также при перемешивании. Наконец, раствор отстаивается до полного осаждения сернокислого бария BaSCО4 и осветления. Расчет исходных химикатов и воды По табл. 6 на приготовление 10 м3 10%-ной НСl требуется 3890 кГ 27%-ной HC1 и 6,6 м3 воды, На 20 м3 пойдет удвоенное количество, т. е. 7780 кГ кислоты и 13,2 м3 воды. В качестве ингибитора выбираем формалин, обладающий хорошими защитными свойствами. При наличии 40%-ного формалина на 1 м3 раствора его пойдет около 6 кг, так как по нормам надлежит иметь его и растворе 0,25% по весу; тогда на 20 м3 НС1 всего потребуется 6 • 20 = 120 кг. Против выпадения объемистых осадков железа и алюминия рекомендуется ввести от 1,5 до 2% уксусной кислоты, т. е. всего 1,5 х 10 х 20 = 300 кГ. Для растворения цементной корки и силикатов породы добавляем 2%-ную плавиковую кислоту, всего 2 х 10 х 20 = 400 кг.
В качестве интенсификатора берем нейтрализованный черный контакт — продукт, получаемый в результате обработки нефтяных дистиллятов концентрированной серной кислотой. Для 10%-ной НС1 по нормам полагается ввести 0,4% (по объему) ПЧК, а именно 0.4 х 10 х 20 = 80 л. При удельном весе НЧК, равном 1,04, потребный вес его составит 80 х 1,04 = 83 кГ. Вес перечисленных добавок необходимо вычесть из рассчитанного количества воды: формалин 0,120 т, уксусная кислота 0,300 т, плавиковая кислота 0,400 т. НЧК 0,083 т, хлористого бария 1,000 т, всего 1,903 т. Вычитая эту сумму весов из 13.200 т воды, получаем количество ее, требуемое для разбавления соляной кислоты: 13,200 - 1,903 = 11,297 т. Рассчитав количество химикатов, приступают к затворению кислоты, придерживаясь указанного выше порядка в очередности введения добавок. Во избежание бесполезной траты кислоты при заполнении зумпфа его необходимо изолировать. Надежной изоляцией является так называемый бланкетный раствор хлористого кальция удельного веса 1,2 (при отсутствии СаСl2 его заменяют крепким раствором поваренной соли NaCI). Объем 1 пог.м ствола скважины диаметром составляет 0,0305 м3. Объем 10 м зумпфа равен 0,0305 х 10 = 0,305 м3. Для получения 1 м33 раствора СаС12 удельного веса 1,2 требуется 540 кГ CaCl2 и 0.660 м3 воды, а для всего зумпфа следует взять 540 х 0,305 = 165 кГ СаСl2 и 0,66 х 0,305 = 0,201 м3 воды. Расчет отдельных порций кислоты и «нагрузки», т.е. объема нефти (чаще всего), воды или газа, необходимого для закачки все кислоты в пласт При закачке соляной кислоты необходимо, чтобы она заполняла 2" выкидную линию длиной ~100 м (объем А), промывочные трубы (объем В) и ствол скважины от подошвы до кровли пласта (объем С). После этого скважина должна быть герметизирована и раствор под давлением насоса закачан в норовые каналы пласта. Следовательно, объем кислоты, закачиваемой без давления с вытеснением нефти через затрубное пространство, равен сумме объемов А + В + С: А = 0,00198 х 100 = 0,198 м3 В = 0,00198 х 700 = 1,386 м3 С = 0,0305 х 20 = 0,610 м3 Итого = 2,194 м3 Этот же объем 2,194 м3 определяет и объем «нагрузки» нефти, которую необходимо прокачивать вслед за кислотой для вытеснения ее из труб и ствола скважины в норовые каналы пласта. План обработки скважины Заполнение зумпфа. Трубы спускают чуть выше забоя (на 1—2 м) и при небольшой производительности насоса закачивают раствор хлористого кальция; для проталкивания последнего в зумпф дополнительно закачивают нефть в объеме труб:
Закачка кислоты без давления. Трубы приподнимают, башмак устанавливают против того места пласта, которое желательно подвергнуть наиболее интенсивной обработке. Закачивают кислоту в объеме: А + В + С = 2,194 м3. Закачка остальной кислоты под давлением. Задвижку на межтрубном пространстве после закачки кислоты без давления закрывают и насосом продавливают в скважину всю остальную кислоту: 20 — 2,194 == 17,806 м3 После этого закрывают задвижку на насосно-компрессорных трубах и прослеживают спад давления по манометру. Время реагировании раствора HCl в скважине примерно 5—6 час. (это время зависит от давления, температуры и концентрации кислоты). Удалить продукты реакции из скважины с небольшим пластовым давлением быстрей всего можно свабированием. При обработке через обсадные трубы — тартанием. Если скважина фонтанная, то проще всего дать ей возможность быстро очиститься при фонтанировании.
жүктеу/скачать 0,53 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|