Материал: Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола скважины.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Технология проведения солянокислотных обработок неодинакова и может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт насосом или самотеком, как описано выше.

При обработке слабопроницаемых пород часто не удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-З м3 раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5÷7 м³.

Другой разновидностью солянокислотных обработок являются серийные обработки, заключающиеся в том, что скважину последовательно 3÷4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5÷10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Эффект от солянокислотной обработки определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки.

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется также метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Тогда после закачки в скважину кислоты ее продавливают в пласт воздухом или газом при помощи компрессора.

В последнее время получены успешные результаты при кислотных обработках «под давлением». Сущность метода заключается в том, что давление нагнетания кислоты в пласт искусственно повышается до 15÷30 МПа путем предварительной закачки в высокопроницаемые пропластки высоковязкой нефтекислотной эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов и участков, что значительно повышает эффективность кислотных обработок.

Успешно применяются также специальные кислотные обработки скважин через гидромониторнне насадки - направленными струями кислоты высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке открытого ствола скважины.

2.5 Расчет объема кислоты, химикатов и продавочной жидкости

Выбираем кислоту, концентрацию соляно-кислотного раствора и норму его расхода. Для соляно-кислотной обработки скважины выбираем техническую соляную кислоту синтетическую марки Б, имеющую наибольшую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество вредных примесей (см. таблицу 3). Концентрацию раствора выбираем в зависимости от проницаемости и пластового давления, и повторности обработки - 10 %. Этими показателями руководствуемся при выборе нормы расхода на 1 метр обрабатываемой мощности пласта (см. таблицу 4) и составляет 1 м^3. На основание таблицы 3 рассмотрим характеристику соляной кислоты.

Объем соляно-кислотного раствора:

V_p = n · h ,

где n - норма расхода раствора на 1 м мощности пласта, м³ / м;

h - мощность пласта, м

Таблица 3 - Характеристика соляной кислоты

Расчет количества концентрированной кислоты, воды и добавок.

В соответствие с таблицей 4 рассмотрим рекомендуемую концентрацию раствора и нормы расхода.

Таблица 4 - Рекомендуемые концентрации раствора и нормы расхода

Объем товарной кислоты определяем по формуле:

где V_p - объем соляно-кислотного раствора, м³

a - переводной коэффициент (берется из таблицы 5 в зависимости от концентрации товарной кислоты и концентрации раствора)

В качестве химических реагентов при соляно-кислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы.

Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого рассчитывают по формуле:

где c - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % с - 0,4 %

х_р - концентрация соляно-кислотного раствора, %

х_к - концентрация товарной соляной кислоты, %

Так как в выбранной кислоте содержание серной кислоты не превышает 0,05 %, добавку хлористого бария считаю не целесообразной. На основании таблицы 5 рассмотрим значение переводного коэффициента.

Таблица 5 - Значение переводного коэффициента

В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которого рассчитывают по формуле:

где  - норма добавки 100% уксусной кислоты = 3%;

 - объемная доля товарной уксусной кислоты = 80%.

В качестве ингибитора используют реагент В-2, объем определяют по формуле:

где  - норма добавки ингибитора, % = 0,2 %;

 - объемная доля товарного ингибитора, % = 100%

В качестве интенсификатора используют Марвелан-К. Его объем определяют по формуле:

где  - норма добавки интенсификатора, % = 0,5 %;

 - объемная доля товраного интенсификатора, % = 100 %

При необходимости в качестве ингибитора и интенсификатора можно взять другие вещества, нормы добавки которых представлены в таблицах 6 и 7.

Объем воды для приготовления кислотного раствора равен:

Расчет процесса обработки скважин

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

Зумпф скважины изолируется закачкой бланкера - концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы спускают до нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса УНЦ1-160-500К закачивают раствор СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³.

Объем закачиваемого бланкета в (м³):

где  - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

 - глубина зумпфа, м.

В соответствие с таблицей 6 рассмотрим применяемые ингибиторы.

Таблица 6 - Применяемые ингибиторы

Для получения 1 м³ раствора СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг СаСl₂ и 0,66 м³ воды. Для изоляции зумфа потребуется:

Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 25 метров и НКТ длиной:

Объем выкидной линии в (м³):

На основание таблицы 7 рассмотрим применяемые интенсификаторы.

Таблица 7 - Применяемые интенсификаторы

Объем НКТ:

Общий объем продавочной нефти составляет:

Трубы приподнимают и устанавливают на  = 1-2 метров выше нижних отверстий перфорации, размещают и обвязывают оборудование:

Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации:

Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор:

Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме