Проектирование технологии СКО на добывающей скважине № 1040 Харьягинского месторождения

     2. Закачивают расчетный объем кислотного  раствора в скважину. Объем кислотного  раствора зависит от толщины  обрабатываемого пласта, свойств  призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗС при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки (вторая, третья и т.д.) были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗС: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС1 изменяется от 0,2 до 0,6 м3/м; для высокопроницаемых коллекторов — от 0,2 до 0,9 м3/м; для трещинных коллекторов — от 0,3 до 0,9 м3/м. При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.

     3. Продавливают кислотный раствор  в ПЗС, продолжая агрегатом  закачку расчетного объема кислоты  в скважину. Затем кислотный раствор  продавливается нефтью или водой  до полного его поглощения  пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта.

     4. Нейтрализация кислотного раствора  за счет реагирования его с  обрабатываемой породой. Время  нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры  и изменяется от 1 ч. до 24 ч.

     5. После нейтрализации кислотного  раствора проводят вызов притока  и освоение, а затем — исследование  скважины. По результатам исследования  до обработки и после судят  о технологическом эффекте.

 

 
 
 
 

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 

Исходные  данные:

     Противодавление на выходе Р_в = 0,1 МПа;

     Радиус  контура R_к = 205 м;

     Скин-эффект S =7,2;

     Вскрытая  толщина h = 14 м;

     Радиус  скважины R_c = 0,146 м;

     Пластовое давление P_пл = 28 МПа;

     Проницаемость пласта k = 0,54 мкм²;

     Проницаемость ПЗС до СКО k¹_у = 0,091 мкм²;

     Проницаемость ПЗС после СКО k²_у= 0,173 мкм²;

     Пористость  m = 11%;

     Диаметр внутренний эксплуатационной колонны-0,127 м;

     Внутренний  диаметр НКТ-0,063 м;

     Наружный  диаметр НКТ-0,073 м;

     Глубина скважины - 2748,4 м;

     Концентрация  кислоты а = 15%;

     Концентрация  товарной кислоты А=30 %;

     Вязкость  нефти - 0,0017 Па∙с;

     Плотность нефти - 726 кг/м³;

     Глубина спуска НКТ-2694 м;

     Плотность кислоты (при 15^оС) - 1139 кг/м³;

     Коэффициент продуктивности К = 46 м³/сут/МПа;

 

     2.1 Расчет простой кислотной обработки. 

     2.1.1 Определим радиус загрязненной зоны скважины. 

     S = ( ) ln ;         ₍₁₎

где k –ухудшающая проницаемость до обработки соляной кислотой.

 Rу =r_c e = 0,146 e^1,459= 0,628 м.      (2) 

     2.2 Расчет реагентов, добавляемых  в раствор. 

     2.2.1 Определим объем кислотного раствора. 

     V_кр = (V_пз – V_скв) m         (3)

     V_кр = (17,337 – 0,937)∙0,11 = 1,804 м³; 

где V_пз – объем призабойной зоны. 

     V_скв = π ∙  r_c² ∙ h = 3,14 ∙ 0,146² ∙14 = 0,937 м³.     (4)

где h – вскрытая толщина пласта;

     V_пз = π ∙ Rу² ∙ h = 3,14 ∙ 0,628² ∙ 14 = 17,337  м³. 

     2.2.2 Определим объем товарной кислоты 

     V_к = м³.  (5)

где а – концентрация кислоты в растворе;

А –  концентрация товарной кислоты.

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

     V_к = При  t  = 15 ºС.    (6) 

где ρк – плотность кислоты при t = 15 ºС.

     Если  плотность товарной кислоты определена при другой температуре 

     (ρ25 = 1134 т / м³), то 

     ρ15 =ρt ∙ (2,67 ∙ 10 ∙  ρt – 2,52 ) ∙ ( t – 15)      (7)

     ρ15 = 1134 ∙ ( 2,67 ∙ 10 ∙  1134 – 2,52 ) ∙ (25 – 15) = 1139  т / м³. 

     V_к = м³     

     

3. Определим количество стабилизатора.

 

     В качестве замедлителя реакции и  стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту. Уксусная кислота удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия, замедляют реакцию кислотного раствора с породой, что позволяет закачать раствор в более глубокие участки. Доза уксусной кислоты для стабилизации конкретного раствора от выпадения железных осадков определяется соединением железа в рабочем кислотном растворе.

     V_ук = ;         (8)

где b_ук – норма добавки 100% уксусной кислоты;

С_ук – объемная доля уксусной кислоты в растворе;

     V_ук = = 0,067 м³.

 

4. Определение объема ингибитора коррозии.

      С увеличением концентрации кислоты и  температуры коррозийная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла  подземного  и наземного оборудования используют ингибиторы. 

     V_и = ;          (9)

где b_и – доля ингибитора в растворе,%

С_и – объемная доля товарного продукта, %

     V_и = = 0,00361 м³. 

     

5. Определим объем интенсификатора Марвелан К (О).

 

     Интенсификаторы понижают поверхностное натяжение на границе нефть – нейтрализующая кислота.

     V_инт = ;         (10)

где b_инт – норма добавки интенсификатора;

     V_инт = = 0,00541  м³. 

     

6. Определим объем стабилизатора (хлористого бария).

 

      Стабилизаторы – это вещества необходимые для  удержания в растворном состоянии  некоторых продуктов реакции, примеси растворов соляной кислоты, примеси серной, и  превращения в борную кислоту. Перед закачкой соляной кислоты, скважину обрабатывают  раствором хлористого бария. Образовавшийся серно – кислый барий легко удерживается в растворе  и удаляется из пор пласта.

     Объем хлористого бария при ρ = 4000 кг / м³.

     Vх.б. =        ₍₁₁₎

где а₁ – объемная доля серной кислоты товарной (до 0,4%);

А – концентрация товарной кислоты; 

     Vх.б = = 1,73 ∙ 10 м³.

где 0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после её реакции с карбонатными породами, соли не выпадают в осадок;

21,3 –  масса хлористого бария (в кг.) необходимый для нейтрализации  10 кг. серной кислоты. 

     

7. Определим объем воды для приготовления  кислотного раствора.

 

      Vв = Vкр – V -  Vинт – Vх.б. – Vук – Vк     (12)

      Vв = 1,804 – 0,00361 -  0,00541 – 1,73 ∙ 10 – 0,067 – 0,0608= 1,665  м³. 

     2.3 Порядок приготовления раствора  и обработки скважины. 

     Порядок приготовления кислотного раствора.

     В расчетное количество воды вводят сначала  ингибитор и стабилизатор, затем  уксусную и товарную кислоту. Перемешивают и замеряют плотность. При правильной дозировке плотность должна соответствовать  заданной концентрации при температуре  замера. После перемешивания добавляют хлористый барий и снова перемешивают до исчезновения его хлопьев. Затем добавляют интенсификатор и после перемешивания дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария. Затем перекачивают в агрегат Азинмаш 30 А и другие емкости. 

     2.3.1 Башмак НКТ устанавливают на глубине 2694 м и обвязывают оборудование. Закачивают кислотный раствор в объеме V_кр=1,804 м³. При открытом затрубе закачивают продавочную жидкость. 

     2.3.2 Определение объема жидкости в стволе скважины, выкидной линии, насосно-компрессорных трубах. 

     V_скв=V_в+V_нкт + 0,785∙ d_вн²∙ (L-h_НКТ) + 0,785∙ (d_вн² - d_{нар НКТ}²)∙ (h_НКТ-h₁) (13)

где L – глубина скважины, м;

h_НКТ – глубина спуска НКТ, м;

  d_вн² - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d_{нар НКТ}² - наружный диаметр НКТ, м;

h₁ – расстояние до первого отверстия перфорации, м;

V_нкт – объем насосно-компрессорных труб;

V_в – объем выкидной линии;

     V_в = 0,785 ∙ d²_вык ∙ 20 = 0,785 ∙  0,05² ∙ 20 = 0,04 м³.    (14)

d_вык = 0,05 м.

     V_нкт = 0,785 ∙ d²_вн ∙ h_НКТ= 0,785 ∙ 0,063² ∙ 2694= 8,39 м³.   (15)

     V_скв=0,04+8,39+0,785∙0,146²∙(2748,4-2694)+0,785∙(0,146²-0,073²)∙

     ∙(2694-2683) = 9,48 м³. 

2.3.3 Определение объема продавочной жидкости. 

    V_пр =V_скв – V_кр         (16)

    V _пр=9,48 – 1,804 = 7,68 м³.  

     2.3.4 Закрывают задвижку на затрубном пространстве и закачивают оставшуюся продавочную жидкость. 

V _пр' = 1,804 м³.

Затем закрывают задвижку на выкидной линии, буферное давление понижается

     Продолжительность реагирования кислоты 1,5 – 2 часа

 

5. Далее осуществляется вызов притока, освоение, проводятся исследования скважины, результаты проведения мероприятия смотрят по технологическому эффекту.

Таблица 2 - Техническая характеристика агрегата Азинмаш-ЗОА.

Скорость	Плунжер диаметром 100 мм		Плунжер диаметром 120 мм
	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа
II	2,5	47,6	3,6	33,2
III	4,76	25	6,85	17,4
IV	8,48	14	12,22	9,7
V	10,81	11	15,72	7,6

 
     

6. Определим необходимое давление на выходе насоса, при закачке в скважину жидкости.