Практическая работа 3 Расчет обработки призабойной зоны скважины соляной кислотой
 Скачать 63.16 Kb.
|
|
Министерство образования и науки российской федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра бурения скважин Практическая работа №3 Расчет обработки призабойной зоны скважины соляной кислотой Методические указания к выполнению практических расчетов по курсу «Реконструкция и восстановление скважин» для бакалавров техники и технологии по специальности 21.03.01 «Бурение нефтяных и газовых скважин» Объем 2 часа Томск 2015 Введение Скважины, эксплуатирующие слабопроницаемые пласты (песчаники, сцементированные глинистой фацией, плотные известняки), нередко оказываются малодебитными. Для увеличения их производительности проводят солянокислотную обработку. Этот процесс основан на способности соляной кислоты растворять из-вестковистые породы. В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции. При воздействии на известняк 2HCL + CaCO3 = CaCL2 + Н2О + СО2 При воздействии на доломит 4HCL + CaМg CO3 2 = CaCL2 + МgCL2 + 2Н2О + 2СО2 Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCL2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легко удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении растворяется в той же воде. В кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. К числу таких примесей относятся следующие: 1. Хлорное железо (FeCL3), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка. 2. Серная кислота H2SO4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСL2 образует гипс (CaS04.2H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов. 3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5). 4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция [Сa3 (РO4)2]. Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты: 1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НСL транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1% в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз; уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25 - 0,5%), снижающую коррозионную активность в 30 - 42 раза. Однако поскольку уникод не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз. Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и Р = 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55 - 65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25кг на 1 м3 раствора) - в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80 - 100С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ. Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НСL. 2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44 - 11, 44 - 22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза. 3. Стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСL с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария H2SO4+BaCl2=Ba SO4+2HCL В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL2). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН3СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.). Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору: ингибиторов коррозии, стабилизаторов или замедлителей скорости реакции между соляной кислотой и породой, интенсификаторов или ПАВ. При наличии в скважине зумпфа – отстойника следует рассчитать также количество хлористого кальция, необходимого для приготовления раствора с целью заполнения зумпфа и изоляции его от кислотного раствора. Методика расчета кислотного состава Методика расчета кислотной обработки легче всего усваивается при решении практических задач. Задача 1.Определить необходимое количество соляной кислоты и других химреагентов для обработки нефтяной скважины, имеющей следующую характеристику: глубина 1645 м; пласт представлен песчаником с контактным и глинистым цементом; эффективная толщина пласта 20 м; проницаемость пород 0,06Х10-12 м2; пластовое давление 10 МПа; ниже вскрытой части пласта в эксплуатационной колонне имеется зумпф − отстойник глубиной 15м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,15м; внутренний диаметр НКТ 0,062м. Решение. Для заданных условий концентрацию кислоты для первичных обработок принимают 8 − 10 %. Примем 10 %. Количество кислоты, расходуемой на 1м толщины пласта, для песчаников составляет 0,4 − 0,6м3, принимаем 0,5м3. В этом случае общий объем рабочего кислотного раствора составит 0,5∙20 = 10 м3. На приготовление 10 м3 10 %-ного рабочего солянокислотного раствора, согласно данным табл. 1требуется 3890 кг. 27,5 %-ной НС1 и 6,6 м3 воды. Таблица 1 Количество кислоты и воды, потребных для приготовления солянокислотного раствора
Примечание. В числителе − количество концентрированной кислоты, кг; в знаменателе − количество воды, м3. Количество концентрированной товарной соляной кислоты для приготовления 10 %-ного рабочего солянокислотного раствора можно найти по формуле  (1)где А и В − числовые коэффициенты, значения которых приведены ниже; x и z − концентрации соответственно рабочего солянокислотного раствора и товарной соляной кислоты; W − объем рабочего кислотного раствора, равный 10 м3. А, В .......... 214 218 221,5 z, x ............ 5,15 − 12,19 13,19 − 18,11 19,06 − 24,78 Продолжение А, В ………. 226 227,5 229 232 z, х ………. 25,75 − 29,57 29,95 − 31,52 32,1 − 33,4 34,42 − 37,22 В нашем случае для 10 %-ной соляной кислоты числовой коэффициент А = 214, а для 27 %-ной коэффициент B = 226; х − 10 %-ная концентрация солянокислотного раствора; z − 27,5 %-ная концентрация товарной кислоты; W =10 м3 − объем рабочего кислотного раствора. Следовательно, по формуле (1) имеем:  После приготовления рабочего раствора соляной кислоты проверяют полученную концентрацию раствора НС1, и если она не соответствует выбранной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту. Количество добавляемой воды при концентрации НС1>10%  (2)Количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl < 10%  (3)где qB и qK − объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты, м3; р − плотность раствора выбранной концентрации; p1 и р2 − плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; р3 − плотность концентрированной соляной кислоты; W − объем солянокислотного раствора 10 %-ной концентрации. В качестве ингибитора коррозии принимаем катионоактивный реагент − катион А в количестве 0,01 % объема рабочего кислотного раствора Qи= 10 ∙ 0,01 ∙ 0,01=0,001 м3. Против выпадения из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляют в рабочий раствор уксусную кислоту в количестве  (4)где by − количество уксусной кислоты, % от рабочего раствора соляной кислоты (bу = f + 0,8, где f − содержание в соляной кислоте железа, равное f =0,5 %, тогда bУ = 0,5 + 0,8 = 1,3%; W − объем рабочего солянокислотного раствора, равный 10 м3; Су − концентрация уксусной кислоты (принимаем Су = 80 %). Подставляя числовые значения величин в формулу (4) имеем: Qук=1000∙1,3(10/80) = 162,5 дм3. Для растворения цементирующего породу силикатного и глинистого материалов, а также для очистки поверхности забоя от глинистой или цементной корки в рабочий раствор соляной кислоты добавляют плавиковую кислоту в количестве  (5)где bп − количество добавляемой плавиковой кислоты, % от объе ма рабочего солянокислотного раствора (обычно равный 1 − 2 %, принимаем 2 %); Сп − концентрация плавиковой кислоты (обычно составляет 40 %). Подставляя численные значения величин в формулу (5), будем иметь: Qпк= 1000∙2 (10/40) =500 дм3. В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения, применяют препарат ДС (детергент «Советский»), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт. Необходимое количество ДС для 10 м3 раствора принимают из расчета 1 − 1,5 % рабочего солянокислотного раствора, принимаем 1 %, т. е. 10 ∙ 0,01=0,1 м3 или 100 дм3. Уточняем количество воды, необходимой для приготовление принятого объема рабочего солянокислотного раствора с учетом всех добавок:  (6)где W − объем рабочего солянокислотного раствора, равный 10м3 ; WK − объем концентрированной товарной кислоты, равный 3,333 м3; ΣQ − суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная и плавиковая кислоты, ДС). ΣQ=163+500+100=763 дм3 = 0,763 м3. Следовательно, по формуле (6): V=10-3,333-0,763 = 5,904 м3. Для изоляции зумпфа − отстойника применяют раствор хлористого кальция относительной плотности 1,2. Объем 1 м ствола скважины с внутренним диаметром DB = 0,15 м составляет 0,785∙0,152≈0,018 м3, а объем 15 м зумпфа будет 0,018∙15≈0,27 м3. Для получения 1 м3 хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаС12 и 0,66 м3 воды. Для изоляции всего зумпфа количество СаС12 составит 540∙0,27=146 кг и воды 0,66∙0,27=0,18 м3. Перед обработкой скважины зумпф ее заполняют раствором хлористого кальция. Для этого трубы спускают на 1 − 2 м выше забоя, восстанавливают в скважине циркуляцию и при открытом затрубном пространстве закачивают раствор хлористого кальция и продавливают его в зумпф закачкой в трубы нефти в объеме выкидной линии (объем труб диаметром 0,062 м, длиной 100 м от насосного агрегата до устья скважины составит 0,00302∙100 = 0,3 м3) плюс объем промывочных труб (  d2B / 4)H=0,00302 X 1630 = 4,96 м3. Затем приподнимают трубы и устанавливают башмак промывочных труб у нижних отверстий фильтра, после чего в скважину закачивают кислоту.При закачке кислота заполняет выкидную линию диаметром 0,062 м, длиной 100 м от насосного агрегата (объем ее составит 0,00302∙100= 0,3 м3), промывочные трубы диаметром 0,062 м, длиной 1630 м (объем их равен 0,00302∙1630=4,96 м3) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (объем ее составит 0,018∙20=0,36 м3), всего 5,58 м3. После этого устье герметизируют (закрывают затрубное пространство) и остаток рабочего солянокислотного раствора продавливают в призабойную зону скважины. Для вытеснения соляной кислоты из труб требуется 5,58 м3 нефти. Задание: Исходя из параметров скважины, указанных в работе №1 определить: 1.Необходимое количество товарной соляной кислоты; 2.Количество ингибитора коррозии; 3.Количество уксусной кислоты для предупреждения выпадения солей железа; 4.Количество плавиковой кислоты для очистки поверхности забоя от глинистой и цементной корки; 5.Количество интенсификатора для понижения поверхностного натяжения и скорости реакции соляной кислоты с породой; 6.Уточненное количество воды для приготовления рабочего объема солянокислотного раствора с учетом всех добавок; 7.Количество хлористого кальция для заполнения зумпфа−отстойника. Для термокислотной обработки: 1.Количество товарной соляной кислоты и химических реагентов. Варианты задания представлены в таблице 2 Задача 1.Определить необходимое количество соляной кислоты и других химреагентов для обработки нефтяной скважины, имеющей следующую характеристику: глубина 1645 м; пласт представлен песчаником с контактным и глинистым цементом; эффективная толщина пласта 20 м; проницаемость пород 0,06Х10-12 м2; пластовое давление 10 МПа; ниже вскрытой части пласта в эксплуатационной колонне имеется зумпф − отстойник глубиной 15м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,15м; внутренний диаметр НКТ 0,062м. таблица 2 –Исходные данные для заданий
Для каждого их вариантов студент сам выбираем толщину стенки для расчета на свое усмотрение. Таблица 3- толщина стенок обсадных колонн
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
