книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие

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

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

Количество воды для приготовления принятого объема соляно­ кислотного раствора

добавок к соляноклслотному раствору (уникол, уксусная кислота,

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

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

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

(Р—Pi ) W

Чк— „ >

230

Т а б л и ц а 47

Техническая характеристика агрегата Азнимаш-ЗОА

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

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

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

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-

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

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

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;

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

= 45,2 кг,

234

Для второй фазы обработки вслед за нагретой кислотой закачи­ ваем 2,4 м3 кислоты 12%-ной концентрации. Растворяющая спо­ собность нагретого раствора в 3—4 раза выше, чем раствора, закачиваемого в скважину при t = 20° С. Поэтому закачку в пласт как нагретой, так затем и холодной кислоты надо вести без перерыва.

Осваивать скважину после обработки необходимо также воз­ можно скорее, пока не снизилась температура жидкости на забое.

Надо иметь в виду, что скорость растворения магния в соляно­

надо следить за давлением нагнетания кислоты и за уровнями жид­ кости (нефти) в затрубном пространстве.

Металлический магний употребляется в стружках или в прут­ ках, которые спускают на забой в реакционном наконечнике. Для стружек трудно рассчитать объем реакционного наконечника и вы­ держать определенный режим закачки, так как они имеют различ­ ную толщину и плотность упаковки.

Определим размеры реакционного наконечника для спуска маг­ ния в прутках. В эксплуатационную колонну диаметром 0,15 м можно опустить наконечник диаметром 0,1 м. Стержни магния диаметром dn = 0,04 м и длиной 0,6 м помещают в наконечнике диаметром 0,1 м пачками по три стержня.

Подсчитаем объем и массу одной пачки прутков в трубе диамет­

= 1,77 кг/м3

б? = Ур = 3,77 -1,77 = 6,67 кг.

235

Для 40 кг прутков магния потребуется реакционный наконеч­ ник длиной

Z= 40: 6,67 = 6 м.

Так как по мере прокачивания соляной кислоты через реакцион­ ный наконечник количество магния непрерывно уменьшается, то для равномерности процесса (достижения одинаковой температуры нагрева кислоты) скорость закачки кислоты следует непрерывно уменьшать. Поэтому для выполнения расчета мы разбиваем весь процесс растворения стержней магния на пять интервалов с посте­ пенным уменьшением диаметра, а следовательно, объема и массы стержней.

Уменьшение диаметра стержней для I интервала принимаем

слотного раствора; время, потребное для прокачки через наконеч­ ник всего 15%-ного раствора; скорость закачки — в м3/ч.

В результате подсчета по приведенной схеме получаем следующий

Термограммы показывают, что практически в реакционном пакоиечыике на забое скважины процесс протекает несколько быстрее, чем по расчету (примерно на 20%). Поэтому температура раствора получается выше расчетной, а содержание остаточной активной НС1 в кислотном растворе ниже 12%.

Для снижения температуры раствора следует повысить скорость закачки на 20% против расчетной. Тогда режим закачки будет соответствовать приведенному в табл. 49.

Если в процессе закачки солянокислотного раствора давление повышается, то режим следует откорректировать на соответству­ ющее давление, так как давление оказывает большое тормозящее действие на реакцию кислоты с магнием. По данным УфНИИ, уве­ личение давления снижает скорость реакции в следующих пределах:

236

при 5 кгс/см3 — на 20%, при 10 кгс/см2 — па 38% и при 15кгс/см2 — на 53% по сравнению со скоростью при атмосферном давлении.

Пусть замером уровня жидкости в затрубной пространстве установлено, что уровень поднялся на величину, соответствующую 10 кгс/см2 давления на глубине реакционного наконечника. Тогда рассмотренный выше режим изменится следующим образом (табл. 50):

Т а б л и ц а 50

Измененный режим закачки

Чтобы избежать возникновения во время термохимической об­ работки высоких давлений в затрубном пространстве, влияющих на скорость реакции, следует открыть затрубное пространство и исключить предварительную подкачку нефти.

Количество продавочпой нефти берется в объеме 0,05-м промы­ вочных труб плюс объем забоя скважины (считая по диаметру 0,25-м

237

Количество концентрированной товарной соляной кислоты, содер­ жащей 27,5% НС1, необходимой для приготовления 4 м3 15%-ной и 2,4 м3 12%-ной кислоты, найдем из отношения

где W — количество солянокислотного раствора в м3; а — перевод­ ный коэффициент, который находят из табл. 51.

Т а б л и ц а 51

Значения коэффициента а

Для термохимической обработки в качестве ингибитора необ­ ходимо применять формалин, так как уникол тормозит реакцию магния с кислотой, что особенно сильно проявляется при повышен­ ном давлении. В результате процесс обработки скважины растяги­ вается на 3—4 ч, а при меньшем времени магний не растворяется. Необходимое количество формалина определяется по формуле

где X = 15%-ная концентрация солянокислотиого раствора; W —

— 4 м3 — объем солянокислотного раствора; у — 40%-ная концент­

Так как товарная соляная кислота обычно содержит окислы железа (Fe20 3), то для предупреждения выпадения солей железа

238

при нейтрализации соляной кислоты в породе необходимо добавить к солянокислотному раствору техническую уксусиую кислоту в ко­ личестве

В качестве интенсификатора, понижающего поверхностное на­ тяжение отреагировавшего солянокислотного раствора и способ­ ствующего лучшему удалению его из призабойной зоны, принимаем нейтрализованный черный контакт (НЧК) с содержанием 15% суль­

твора; х 2 = 12% — остаточная концентрация солянокислотного раствора; \Уг — объем солянокислотного раствора 15%-ной кон­ центрации; W а — то же 12%-ной концентрации.

Для определения эффекта, ожидаемого от термокислотной об­ работки скважины, найдем дополнительное количество нефти, ко­ торое будет получено за все время работы скважины на повышенном дебите, на 1 т затраченной концентрированной соляной кислоты. Для этого задаемся продолжительностью эффекта в 4 мес. (120 дней), в течение которых начальный дебит скважины после обработки QH= 23 т/сут снижается до текущего дебита QT = 5 т/сут с равно­ мерным понижением.

Количество нефти, полученной за 4 мес, после обработки, со­ ставит

Qo6= (23+ 5)12° = 1680 т.

Добыча за то же время без обработки была бы ф0б — 5 • 120 = = 600 т. Общий прирост добычи нефти, полученной в результате обработки, будет

Q o 6 - <?об = 1680 - 600 = 1080 т.

Средний прирост нефти от обработки на 1 т израсходованной концентрированной соляной кислоты составит 1080 : 3,46 = 312 т.

Чтобы найти экономический эффект от термокислотной обра­ ботки скважины, надо1 подсчитать стоимость товарной соляной

239