курсовая. КР Землянушнов И.В. РНГМ 22 ОК по ТиТ ДН -АНТИПЛАГИАТ. Солянокислотная обработка забоя добывающей скважины

• Название: Солянокислотная обработка забоя добывающей скважины
• Анкор: курсовая
• Дата: 17.02.2023
• Размер: 46.93 Kb.
• Имя файла: КР Землянушнов И.В. РНГМ 22 ОК по ТиТ ДН -АНТИПЛАГИАТ.docx
• Тип: Курсовой проект; #941644

Западно-Казахстанский инновационно-технологический университет

Инженерно-гуманитарный факультет

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине: «Техника и технология добычи нефти»

На тему: «Солянокислотная обработка забоя добывающей скважины»
По образовательной программе: 6B07201- «Нефтегазовое дело»


Выполнил

студент группы РНГМ-22ОК Землянушнов И.В.
Научный руководитель

старший преподаватель Калешева Г.Е.
Уральск 2022

Содержание

Введение………………………………………………………………………………4

1 Теоретическая часть………………………………………………………………..5

1.1 Факторы, ухудшающие коллекторские свойства пласта и действие различных соединений при соляно – кислотной обработке....................................5

1.2 Выбор кислотных обработок для различных коллекторов................................6

1.3 Выбор скважин для СКО.......................................................................................7

1.4 Реагенты и химические материалы для СКО......................................................7

1.5 Объем и концентрация растворов кислоты…………………………………….8

1.6 Оборудование для кислотных обработок………………………………………8

1.7 Приготовление рабочего раствора соляной кислоты………………………….9

1.8 Техника проведения солянокислотных обработок скважин…………………10

2 Расчетная часть…………………………………………………………………....13

2.1 Методика определения сравнительной экономической эффективности новой технологии в добыче нефти………………………………………………………...13

2.2 Проектирование солянокислотной обработки………………………………..16

3 Охрана труда и окружающей среды……………………………………………..22

Заключение ………………………………………………………………………….24

Список литературы…………………………………………………………………25







Введение

Призабойная зона скважины (ЗЗС) представляет собой стратифицированную зону между трещинами, примыкающую к стволу скважины. Результаты научно-исследовательских работ в этой области открывают области физики, гидродинамики, химии и химических систем. Через зону скважины проходит весь разрез твердых и газовых частиц, полученных из пласта за весь период его разработки.

Из-за радиального характера Сукук-аги в этом регионе наблюдаются максимальные градиенты потока и максимальные скорости. Сопротивление деформации на Луне также оказывается максимальным, а значит, у коллектора нет максимальной энергии. Текущая и общая добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин зависят от площади забоя скважины.

Поэтому в процессах вскрытия пласта при бурении и при последующих работах по герметизации скважины, трубной герметизации скважины, жане и т.д. Очень важно сохранить проницаемость участка возле скважины без ухудшения характера пород. Но часто в процессе освоения скважин и последующего бурения проницаемость пород ухудшается по сравнению с исходной природной.

Таким способом в региональных горах собирают смолы, асфальтены, парафины, соли и другие красители. В таких случаях необходимо искусственно воздействовать на слой, чтобы повысить его проводимость в районе скважины и иметь хорошую связь со скважиной.

1 Теоретическая часть

1.1 Факторы, ухудшающие коллекторские свойства пласта и действие различных соединений при соляно – кислотной обработке

Основной причиной низкой продуктивности скважин является снижение проницаемости коренной зоны наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и плохим бурением.

Зона пласта – это зона пласта вокруг ствола скважины, на которую наиболее интенсивно воздействует конструкция скважины и ее последующее окружение и различные процессы, нарушающие механическое и физико-химическое состояние скважины. начальное сальдо. формирование.

Само бурение изменяет распределение внутренних напряжений в окружающей породе. Снижение продуктивности скважины при бурении также происходит в результате проникновения раствора или его фильтрата в зону пласта забоя скважины. При взаимодействии фильтрата с соленой водой пласта возможно образование и осаждение нерастворимых солей, набухание глинистого цемента и блокирование устойчивых эмульсий, снижение фазовой проницаемости скважин. Некачественная перфорация также может быть связана с применением маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где эмульсия заряда ВВ поглощается энергией высокого гидростатического давления.

Снижение проницаемости пластового слоя скважины сопровождается нарушением термобарического баланса в системе пласта при эксплуатации скважины и выделением безмасляного газа, парафиновых и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих пласт . . паровое пространство. резервуар.

В результате проникновения рабочих жидкостей при различных ремонтных работах в скважинах наблюдается интенсивное загрязнение зоны формирования забоя скважины. Откачивающая способность нагнетательных скважин ухудшается из-за закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися в перекачиваемой воде. В результате реализации таких процессов повышается сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин, возникает необходимость в искусственном воздействии на скважины для увеличения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи. формирование.

Известняки и доломиты растворяются в соляной кислоте: хлористый кальций, хлористый магний, соли - кислотоносители, легко растворимые в воде и легко удаляемые из пласта. Углекислый газ легко извлекается из скважин и растворяется в воде при давлении выше 7,6 МПа. Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе 10-16%. Применение низкоконцентрированной кислоты (менее 10%) требует закачки в пласт большого количества воды, что может усложнить процесс заканчивания скважины после кислотной обработки.

Также нельзя использовать высококонцентрированную кислоту (более 16%), что приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлоридов кальция и хлоридов магния, трудно удаляемых из пласта. Кроме того, с увеличением концентрации кислоты в результате контакта с кислой пластовой водой усиливается коррозия, эмульсионность, осаждение солей, а также растворение гипса.

Наиболее пригодным для обработки является 8—15% раствор соляной кислоты, где на 100 весовых частей водного раствора приходится 8—15 частей чистой соляной кислоты. Количество кислоты для обработки скважин подбирается в зависимости от мощности слоя, химического состава породы, физических свойств слоя (пористость, проницаемость) и количества предшествующих обработок. В среднем на 1 м обрабатываемого интервала получают от 0,4 до 1,5 м раствора кислоты. Минимальный объем кислотного раствора 0,4–0,6 м на 1 м толщины пласта применяют для низкопроницаемых пластов и скважин с малыми начальными дебитами. Небольшой объем кислотного раствора для скважин с такими пластами можно частично компенсировать применением раствора большей концентрации. Для скважин с высокой проницаемостью пород и умеренным пластовым давлением для первичной обработки назначают несколько больший объем кислотного раствора в пределах 0,8–1,0 м3 на 1 м2 обрабатываемой промежуточной мощности.

Наконец, для скважин с высоким начальным дебитом с высокопроницаемыми породами получается объем кислотного раствора 1,0–1,5 м3 на 1 м3 толщины слоя. При повторных обработках во всех случаях объем раствора кислоты увеличивается на 20-40% по сравнению с предыдущей обработкой.

1.2 Выбор кислотных обработок для различных коллекторов
Солянокислотная обработка может применяться в скважинах, использующих карбонатные, трещиновато-поровые образования любой мощности. Скважины, которые могут иметь слаборазвитые очистные сооружения (после бурения или ремонта) и скважины со значительно сниженным дебитом в процессе эксплуатации. Лечение проводится для выявления текущих и традиционных факторов производительности. Для обработки нагнетательных скважин солью следует выбирать скважины, отвечающие следующим требованиям:

Производительность скважин превышает 500 м3/сут и со временем падает до 100 м3/сут и более;

колодец необходимо осушить;

устьевая арматура и технологические линии должны быть герметичными.
1.3 Выбор скважин для СКО
Солянокислотная обработка может применяться в скважинах, использующих карбонатные, трещиновато-поровые образования любой мощности. Объектами обработки могут быть слабо освоенные (после бурения или ремонта) скважины и скважины, дебит которых в процессе эксплуатации значительно снижается. Обработка назначается на основании определения текущих и потенциальных коэффициентов производительности.

Для обработки нагнетательных скважин соляной кислотой необходимо выбирать скважины, отвечающие следующим требованиям:

а) проницаемость открытых пластов - 300 - 600 мД и выше; я

б) производительность скважины выше 500 м/сут и со временем снижается до 100 м/сут и ниже;

в) колодезная вода должна быть слита;

г) устьевая арматура и рабочая колонна должны быть герметичны.

1.4 Реагенты и химические материалы для СКО
Обработка призабойной зоны скважин соляной кислотой предназначена для очистки поверхности забоя скважины (фильтрующей части) и повышения проницаемости призабойного слоя скважин с целью увеличения дебита добывающих или нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения .

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы (известняки и доломиты) в результате химических реакций, происходящих при взаимодействии соляной кислоты с горными породами.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - дифторид кальция (CaCl2) и дифторид магния (MgCl2) легко растворимы в воде. Эти продукты выходят на поверхность при промывке скважин вместе с остатками прореагировавшей кислоты. В зависимости от давления углекислый газ (CO2) выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате взаимодействия соляной кислоты с карбонатными породами и выщелачивания продуктов реакции в зоне пласта забоя образуются поровые каналы большого сечения, что приводит к увеличению проницаемости зоны пласта. дна скважины. пласта и, следовательно, продуктивности (приемной способности) скважин.
1.5 Объем и концентрация растворов кислоты
Эффективность обработки скважин соляной кислотой зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое скважины, характера пород и других факторов. Для кислотных обработок объем и концентрацию раствора кислоты планируют индивидуально для каждого месторождения и каждой скважины, так как эти параметры трудно рассчитать точно. Пороговые значения этих параметров обычно следующие: объем - 0,4–1,5 м3 на 1 м3 толщины обрабатываемого слоя: концентрация 12–16 % HCl в отдельных случаях снижается до 8 % и увеличивается до 20 %. .

Минимальный объем кислоты 0,4–1,0 м3 на 1 м толщины обрабатываемого интервала пласта применяют для низкопроницаемых карбонатных пород при малых начальных отклонениях скважины. Для этих условий получается наибольшая концентрация раствора - 15-16% HCl, а отдельных обработок и 20% HCl.

Для скважин с высокими начальными дебитами и высокопроницаемыми породами следует планировать 1,0–1,5 м3 кислотного раствора на 1 м мощности обрабатываемого слоя.

Для песчаных коллекторов начальную обработку рекомендуется начинать с небольшого количества раствора кислоты (0,4-0,6 м3 на 1 м толщины), что снижает концентрацию кислоты до 8,0-10%.

При повторных обработках во всех случаях объем раствора кислоты постепенно увеличивается до максимального уровня по сравнению с предыдущими обработками.
1.6 Оборудование для кислотных обработок
Железнодорожные цистерны, обрезиненные специальными сортами каучука или эбонита, служат для бесперебойной перевозки соляной кислоты из химической промышленности в кислотно-основную. Ингибированную соляную кислоту можно перевозить в обычных железнодорожных цистернах, но с защитным покрытием из химически стойкой эмали или химически стойкого лака.

Уксусную кислоту также транспортируют в металлических цистернах, футерованных кислотно-основным каучуком. Плавиковая кислота поставляется в эбонитовых баллонах.

Кислотовозы используются для перевозки кислоты с химических заводов на кислотные базы и, если они находятся поблизости, с базы на скважины. Внутренние поверхности этих резервуаров защищены резиной или многослойным покрытием из химически стойких эмалей и лаков.

Концентрированные технические кислоты хранят в стационарных металлических резервуарах вместимостью 25–50–100 м3. Эти сосуды защищены кислотоупорным покрытием (эмаль, лак, жевательная резинка).

Разбавление, доведение раствора кислоты до необходимой концентрации, осуществляется в передвижных емкостях, устанавливаемых вблизи колодцев. Обычно это масломерники объемом 14 м3, используемые на производственных объектах, их внутренние поверхности покрыты защитным слоем.

Прицелы установлены на рельсах для облегчения транспортировки. Кислотостойкие низконапорные мощные центробежные насосы используются для перекачки кислоты из вагонов в цистерны и из цистерн в цистерны.

При перекачке кислоты применяют резиновые гофрированные шланги или гибкие трубы из поливинилпластика и полиэтилена.

В большинстве случаев для подкисления используется цементировочная установка ТСА-320.
1.7 Приготовление рабочего раствора соляной кислоты
Концентрированную соляную кислоту разбавляют до заданного содержания HCl для рабочего раствора в месте ее хранения (кислотно-щелочной) или непосредственно в скважине перед обработкой.

Поскольку концентрация соляной кислоты из растений может варьироваться, необходимо точно рассчитать, сколько воды и кислоты необходимо смешать для получения раствора данной концентрации и объема.

Количество товарной кислоты в 1 единице объема, необходимое для получения 1 м3 рабочего раствора заданной концентрации, рассчитывают по следующей формуле: 1)



(2)
где – объем товарной кислоты, - плотность товарной кислоты, кг/м; – заданная плотность готового раствора, кг/м; берут исходя из заданного процентного содержания НСl в рабочем растворе.

Для приготовления раствора заданной концентрации НСl товарную кислоту разводят в емкостях, объем которых строго протарирован.

Соответственно расчету, в емкость заливают воду, затем заливают концентрированную товарную кислоту и летом вносят все необходимые добавки (ингибиторы, ПАВ и пр.).

Добавки реагентов-ингибиторов, ПАВ обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводятся.

1.8 Техника проведения солянокислотных обработок скважин
Процесс обработки скважины соляной кислотой заключается в закачивании раствора соляной кислоты в пласт насосом или самотеком, если пластовое давление низкое).

Процедура следующая. Скважину очищают от песка, ила, парафина и продуктов коррозии. «Кислотная ванна» применяется для очистки стенок скважины от цемента и глины и продуктов коррозии в открытом стволе. В этом случае раствор кислоты подается на забой скважины и хранится там, не нагнетая его в пласт. Через несколько часов после реакции кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность путем нагнетания промывочной жидкости (нефти или воды) в скважинное кольцо и обратной промывки.

Кислотная ванна предотвращает попадание загрязняющих веществ в поровое пространство слоя во время последующей обработки. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов подкисления резервуара.

Перед обработкой скважины на ее устье устанавливается необходимое оборудование, а все трубопроводы испытываются давлением, в полтора раза превышающим рабочее. Если раствор кислоты закачивается самотеком, оборудование не будет подвергаться испытанию под давлением.

Вместе с устьевыми трубами приготовленный раствор соляной кислоты доставляется к месту проведения работ или готовится непосредственно в скважине.

Сначала скважина заполняется нефтью и устанавливается циркуляция. Затем в трубы вводят приготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через затрубное пространство, измеряется манометром. Количество первой части закачиваемой в скважину кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и затрубное пространство от подошвы до кровли пласта. После этого задвижка на выходе из кольца перекрывается, а отработанный раствор кислоты под давлением закачивается в скважину. Затем кислота попадает в бак. Кислота, оставшаяся в трубах и в нижней части скважины, также вытесняется в пласт водой или нефтью.

Не всегда удается наладить циркуляцию при промывке нефти низким давлением в скважинах из-за ее поглощения пластом. При этом в скважину закачивают от 10 до 20 м3 нефти с максимально возможной скоростью, а состояние заколонного уровня контролируют с помощью эхолота или других приборов (например, газовых). метр). Не останавливая процесс после определения того, что уровень в скважине перестал подниматься, весь расчетный объем кислоты закачивают в скважину вслед за нефтью с тем же расходом, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

Кислота должна закачиваться в пласт с максимальной скоростью, чтобы кислота прошла большое расстояние по стволу скважины.

После продавливания раствора кислоты в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое, чтобы кислота могла прореагировать с породой, а затем запускают скважину.

Технология обработки соляной кислотой неодинакова и может варьироваться в зависимости от физических свойств слоя, его толщины и других условий. В самом простом случае процесс очистки сводится к обычному закачиванию кислоты в емкость насосом или самотеком, как описано выше.

В случае одного мощного слоя рекомендуется использовать ступенчатую обработку. Для этого всю толщу пласта разбивают на интервалы по 10-20 м, которые, начиная сверху, поочередно обрабатывают раствором кислоты с установкой трубчатых башмаков в нижней части обрабатываемого интервала.

При обработке низкопроницаемых пород часто нет возможности сразу закачать в пласт значительные объемы кислоты. В этом случае хорошие результаты даст двухэтапная обработка. На первом этапе в пласт закачивают 2-3 м3 раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После снижения давления в закрытой скважине закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5-7 м3.

Другим видом соляно-кислотной обработки является серийная обработка, заключающаяся в последовательной обработке скважины кислотой 3-4 раза с интервалом между обработками 5-10 дней. В скважинах, работающих в плотных пластах, хорошие результаты дают серийные обработки.

Эффект солянокислотной обработки определяется разницей продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительно извлеченной нефти из скважины после обработки.

Кислотная обработка газовой скважины проводится так же, как и нефтяной. В этом случае газовый фонтан перекрывают путем закачки в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Кроме того, применяется и метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Затем, после закачки кислоты в скважину, она нагнетается в пласт воздухом или газом с помощью компрессора.

Недавно были получены успешные результаты при кислотной обработке «под давлением». Суть метода заключается в том, что давление закачки кислоты в пласт искусственно повышают до 15-30 МПа путем предварительной закачки нефтекислотной эмульсии с высокой проницаемостью. высокое давление

2 Расчетная часть

2.1 Расчетная методика определения сравнительной экономической эффективности новой технологии в добыче нефти
Расчет экономической эффективности новых технологий, изобретений и рационализаторских предложений проводится в соответствии с «Методикой определения экономической эффективности применения новых технологий в добыче, транспортировке и переработке нефти».

Методические указания служат для разработки и утверждения отраслевых методических и методических материалов с учетом особенностей расчета экономической эффективности создания и использования конкретных видов технологических процессов, оборудования и материалов.

Методические рекомендации содержат основные правила определения относительных экономических характеристик новых технологий добычи, транспортировки и переработки нефти.

Расчеты экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений, проводимые в соответствии с настоящими методическими указаниями, предназначены для:

технико-экономическое обоснование выбора оптимальных вариантов создания и внедрения новой техники;

отображение показателей экономической эффективности в нормах, положениях и показателях планов предприятий нефтяной промышленности, объединений;

расчет экономической эффективности новой техники, изобретательские и рационализаторские предложения;

установление размера вознаграждения за выполнение новых технологических планов, реализуемых в целях создания и внедрения новых технологических и рационализаторских предложений, а также привлечения передового опыта;

улучшить ценообразование.

К новой технике относятся результаты научных исследований и прикладных разработок, в том числе изобретения и другие научно-технические достижения, а также новые и более совершенные технологические процессы производства и труда при эксплуатации, впервые внедряемые в нефтяной отрасли. повышение технико-экономических показателей производства в соответствии с планами развития науки и техники всех уровней управления или решение социальных и иных задач развития отрасли.

Расчет экономической эффективности новой техники проводится на всех этапах ее создания и использования.

На этапе НИОКР определяется ожидаемый (потенциальный) экономический результат (ЭО). Его доклад станет основанием для принятия решения о степени прогрессивности и экономической целесообразности включения в план НИОКР новых технологических мероприятий.

Плановая экономическая эффективность (ЭЭП) определяется в период разработки и внедрения новых видов техники, а фактическая экономическая эффективность (Эффект) определяется в период промышленного использования новой техники. Последнее является подтверждением эффективности внедрения новой техники и служит основанием для оценки реальных результатов работы научно-исследовательских и проектных институтов и предприятий.

Решение о целесообразности создания и внедрения новой техники, изобретений и рационализаторских предложений принимается исходя из экономической эффективности, определяемой годовым объемом производства и использования новой техники в отчетном году (годовая экономическая эффективность).

Отчетный год:

- плановый или отчетный год, в котором новое технологическое мероприятие включается в план или оцениваются результаты его реализации;

- первый год после окончания планового (нормативного) периода освоения новой техники при определении целесообразности создания и внедрения новой техники за бонусы.

Обычно это второй-третий календарный год серийного производства нового продукта или применения новой технологии.

Объем реализации определяется:

- при определении ожидаемой (потенциальной) годовой экономической эффективности исходя из потребностей отрасли в рассматриваемой технологии с учетом прогнозируемого объема ее использования в отчетном году;

- при расчете плановой годовой экономической эффективности исходя из планируемых объемов ее производства и использования в отчетном году;

при расчете фактического влияния на отчетный объем в отчетном году.

Для обеспечения народнохозяйственного подхода к оценке экономической эффективности новой технологии в расчетах необходимо учитывать следующие эффекты:

- в производстве новой техники;

при использовании во второстепенных отраслях нефтяной промышленности;

- при использовании потребителем дополнительного товара (или товара улучшенного качества), полученного с помощью новой технологии.

В целях отображения годовой экономической эффективности и ее составных элементов, а также других показателей экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нормах, стандартах и ​​показателях планов расчет соответствующих данных ведется за все годы. . планируемый период их производства и использования.

Годовая экономическая эффективность новой техники, а также изобретений и рационализаторских предложений - это суммарная экономия всех производственных ресурсов (живого труда, материалов, капитальных вложений), получаемых в результате производства и использования народным хозяйством.
З = С1 + ЕнК1 , (2.1)
где З – приведенные затраты единицы продукции, руб.;

С1 – себестоимость единицы продукции, руб.;

К1 – удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб.;

Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.
При расчете эффективности новой техники используется единый нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,15.

При определении годовой экономической эффективности должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой и базовой технологии по показателям:

- объем и качество продукции, произведенной по новой технологии;

- временной фактор;

- принятые цены для расчета затрат и прибыли;

состав и методы расчета стоимостных и натуральных показателей.

При определении годовой экономической эффективности должны учитываться социальные факторы производства, использования продукции, в том числе воздействие на окружающую среду.

Сопоставимость вариантов по объему производства достигается за счет увеличения суммы капитальных и эксплуатационных затрат до уровня, обеспечиваемого внедрением новой технологии с использованием базовой технологии.

Для этого в период определения:

- ожидаемая экономическая эффективность, выбирается один из возможных способов, обеспечивающий необходимый прирост объема выпуска продукции, характеризующийся минимальной величиной приведенных затрат на единицу продукции;

- получен плановый или фактический результат как реальный способ увеличения объема производства.

2.2Проектирование солянокислотной обработки

Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора V_p составляет 1- 1,2 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем кислотного раствора
V_p = v_ph, (3)
где h - обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта м.
Объем товарной кислоты (в м³)
V_k, = V_p x_p (5,09x_p + 999)/[x_k (5,09x_k +999)], (3.1)
где x_p, x_k - соответственно объемные доли (концентрации) кислотного раствора и товарной кислоты,%.

Если в процессе хранения и транспорта концентрация кислоты изменяется, то с учетом этого изменения объем товарной кислоты (в м³) V_k рассчитывают по формуле
V'_k= V_p 5,09x_p(5,09x_p + 999)/[P_kl5 (P_kl5-999)],
где P_{k 15} - плотность товарной кислоты при 15 °С, кг/м³:
Р_k15 = P_kt +(2,67-10^-3P_kt -2,5)(t-15),

где P_kt - плотность кислоты при температуре t.

B качестве химических реагентов при солянокислотной 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 G_х6 рассчитывают по формуле (кг)
G_x6 = 21,3V_p(ах_р /х_к -0,02),
где а- объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте,% (а=

0,4%).
Объем хлористого бария (3.2)
V_x6 = G_k6 / P_k6
где P_х6 - плотность раствора хлористого бария, кг/м³ (P_x6- 4000 кг/м³). В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которой рассчитывают по формуле
V_yx =b_yk V_p / C_yk%, (3.3)
где b_ук - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты (b_yk =3%) ; C_yk - объемная доля товарной уксусной кислоты (C_yk = 80%).

Объем ингибитора
V_H, = b_H V_p / C_n, (3.4)
где b_н - норма добавки ингибитора, %. Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то b_H = 0,2%; C_H - объемная доля товарного ингибитора,% (C_H = 100%). Объем интенсификатора(3.5)
V_{MH =} b_HH V_P /100
где b_HH - норма добавки интенсификатора, %.

Если в качестве интенсификатора используют Марвслан-К, то b_HH

= 0,3%.

Объем воды для приготовления кислотного раствора
V_B=V_P-V_K - (V_x6 +V_yK+ V_H +К_HH).(3.6)
Порядок приготовления раствора кислоты следующий: в емкость наливают воду, добавляют в воду расчетное количество ингибитора ГГГ. затем уксусную кислоту Yyk тщательно смешивают с расчетным количеством технической соляной кислоты. Затем добавляют хлорид бария Vx6 и усилитель Uim. Смешайте раствор и дайте ему прореагировать и очиститься.
Задача 1. Рассчитать количество реагентов, необходимых для приготовления кислого раствора при обработке карбонатного продуктивного горизонта мощностью вскрытия 11,5 м. Концентрация технической соляной кислоты 27,5%, температура приготовления кислоты 150С. Плотность соляной кислоты рк 25=1142 кг/м3. Концентрация раствора кислоты должна быть 13,5%.Решение:
Рассчитываем по(3) объём кислотного раствора
V_p=1,1×11,5=12,65 м³.
В соответствии с условиями задачи х_к=27,5%, x₀=13,5%. По формуле (3) вычисляем объём товарной кислоты:
V_к= 12,65×13,5(5,09×13,5+999)/[27,5(5,09×27,5+999)]=5,82м³.
Рассчитываем плотность кислоты при t=15⁰c:
P_{к 15}=1142+(2,67×10^-3×1132-2,52)(25-15)=1147,02 кг/м³.
При данной температуре объём товарной кислоты
V¹_к= 12,65×5,09×13,5(5,09×13,5+999)/1147,02(1147,02-999)=5,41 м³.
Рассчитываем количество хлористого бария по (3.1):
G_x6=21,3×12,65(0,4×13,5/17,5-0,02)=47,52 кг или его объём
V_x6=47,52/4000=1,19×10^-2 м³.
По формуле (3.2) рассчитываем объём уксусной кислоты:
V_vк=3×12,65/80=4,74×10^-1 м³.
Затем по формулам (3.4) и (3.5) рассчитываем соответсвтенно объём ингибитора и интенсификатора:
V_м=0,2×12,65/100=2,53×10^-2 м³;
V_нн=0,3×12,65/100=3,795×10^-2 м³.
И рассчитываем объём воды: по формуле (3.6)
V_в=12,65-5,82-(0,0119+0,474+0,0253+0,03795)=6,28 м³.
Рассчет давления и времени закачки кислотного раствора для известного агрегата ведется по известным формулам.

2.3 Проектирование кислотной ванны
Производят карбонатообразование из глины и цемента, продуктов коррозии и т.д. для уборки. кислотные ванны могут использоваться в открытых колодцах.

Основной проблемой при проектировании кислотной ванны является расчет объема кислотного раствора, который должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала.

Если радиус скважины в этом интервале обозначить как gs, то объем кислотного раствора (м3)
V_p=πr_c^2n

Здесь h – толщина обрабатываемого слоя m.

При проектировании кислотной ванны концентрацию раствора кислоты принимают Хр=15-20%.

Количество химреагентов рассчитывают так же, как и при обработке обычной соляной кислотой.
Задача 2. Если радиус скважины rc=0,18 м, а толщина обрабатываемого слоя h=28,5 м, рассчитать количество раствора кислоты, а также реагентов и воды, необходимое для проведения кислотной ванны. Концентрация кислоты xk=27,5%, концентрация раствора кислоты xp=20%.

Производят карбонатообразование из глины и цемента, продуктов коррозии и т.д. для уборки. кислотные ванны могут использоваться в открытых колодцах.

Основной проблемой при проектировании кислотной ванны является расчет объема кислотного раствора, который должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала.

Если радиус скважины в этом интервале обозначить как rc, то объем кислотного раствора (м3)

Vp=πr2ch,

где h - толщина обрабатываемого шва, м.

При проектировании кислотной ванны концентрация раствора кислоты хр = 15 - 20 %. Количество химреагентов рассчитывают так же, как и при обработке обычной соляной кислотой.
Решение:
Вычисляем по (3.7) объём кислотного раствора:
V_p=3,14(0,18)²×28,5= 2,90 м³.
Рассчитываем объём кислоты:
V_к=2,90×20(5,09×20+999)/[27,5(5,09×27,5+999)]=2,04 м³.
Количество хлористого бария:
G_x6=21,3×2,90(0,4×20/27,5-0,02)=16,73 кг или его объём:
V_x6=16,73/4000=4,182×10^-3 м³.
Объём уксусной кислоты:
V_ук=3×2,90/80=1,09×10^-1 м³.
Объём ингибитора:
V_и=0,2×2,90/100=5,8×10^-3 м³.
Объём интенсифекатора; (3.5)
V_нн= 0,3×2,90/100=8,7×10^-3 м³.
Объём воды:
V_в=2,90-2,04-(0,004182+0,109+0,0058+0,0087)=0,732 м³.
Полученный раствор закачивают в скважину и оставляют для реакций на 16-24 ч.

3 Охрана труда и окружающей среды

3.1 Техника безопасности при проведении соляно-кислотной обработки
Очистка соляной кислотой может проливать и поглощать опасные кислоты и реагенты, которые могут выделять опасные материалы, а в качестве чистящих жидкостей используются легковоспламеняющиеся материалы. Для обеспечения нормальной работы солянокислотной обработки в скважине необходимо строго соблюдать правила техники безопасности и принимать противопожарные меры.

Переработка соляной кислоты осуществляется по специальному плану, утвержденному главным инженером НГДУ. Инженер-техник является руководителем работ и несет ответственность за бурение.

Насосные агрегаты и другое оборудование для обработки соляной кислоты размещают на расстоянии не менее десяти метров от устья скважины и на расстоянии одного метра друг от друга, их кабины должны быть напротив устья скважины.

Насосные агрегаты соединены с устьевой арматурой жесткими трубами. На нагнетательных линиях установлены регулирующие клапаны, предохранительные устройства и манометры. На горловине установлен манометр.

После завершения обсадки устья с насосными агрегатами все трубы и устьевое оборудование проверяются на герметичность. При этом обслуживающий персонал удаляется на безопасное расстояние.

Запрещается нахождение людей вблизи устья скважины и нагнетательных труб во время пуска насосных агрегатов, закачки и промывки жидкости в скважину. Только лица, непосредственно занимающиеся ремонтными работами на насосных станциях. Запрещается ремонт насосных агрегатов и усиление соединений труб и горловин во время эксплуатации.

Перед отсоединением трубы от устья необходимо закрыть вентиль и снизить давление в трубе до атмосферного. Оставшаяся жидкость из баков и насосных агрегатов сливается в специальную емкость.

В службу операторов солянокислотного производства направляются лица, прошедшие медицинское освидетельствование, специальную подготовку, инструктаж по охране труда и проверку знаний.

Оператор должен проходить инструктаж по технике безопасности каждые три месяца и проверку знаний один раз в год. При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при внедрении новых правил и инструкций по охране труда оператор должен пройти дополнительное обучение или инструктаж.

Помимо технических и технологических знаний процессов, оператор соляно-кислотного завода должен иметь навыки производственного поведения, выполнять свои обязанности таким образом, чтобы избежать возникновения опасных и вредных условий, знать, что делать . делать

Предприятие обязано обеспечивать обслуживающий персонал специальной одеждой и средствами индивидуальной защиты и своевременно их заменять.


Заключение


В качестве вытесняющей жидкости из открытых нефтепродуктов следует использовать открытую нефть или нефть одного месторождения объемом от 0,2 до 0,3 м3 с использованием буферной пробки.

При повторной обработке количество кислоты должно быть увеличено в 1,5-2 раза по сравнению с предыдущей обработкой. Для воздействия на скважины месторождения время пребывания кислоты в пласте не должно превышать 1,5-2 часов.

Для повышения эффективности разработки генеральных месторождений необходимо сбалансировать профиль притока и нагнетания, провести комплекс мероприятий по изоляции водотоков в скважинах с высокой обводненностью.

В нефтенасыщенных пластах карбонатных отложений эффективно использовать химические методы воздействия для обработки зоны пласта забоя скважины.

Рассчитал задачу №1 - проект солянокислотной обработки и получил Vв = 6,28 м3.

Расчетная задача №2 - Vв = 0,732 м3.

Список литературы

1. Лалазарян, Н.В. Использование нефтяных и газовых скважин: Учебник / Н.В. Лалазарян - Алматы: Каз. НТУ, ​​2012. - 140 р.

2. Мищенко, И.Т. Добыча нефтяных скважин: учебник для вузов. ЭТО. / Мищенко. - М.: ФГУП "Нефть и Газ" РГУ нефти и газа Издательство И.М. Губкина, 2013. - 816 с.

3. Тагиров, К.М. Академия эксплуатации нефтяных и газовых скважин / К.М. Тагиров. – Москва, 2012. – 336 с.

4. Калешева, Г.Е. Технология и технология добычи нефти / Г.Э. Калешева. - Урал, МКФ АО "НТИ НК", 2016. -125с.

5. Уразакова К.Р. Справочник по добыче нефти. К.Р. Уразаков. В.В. Андреев, В.Ю. Далимовью М: ТОО «Недра-Бизнес Центр», 2011.

6. Акульшин, А.И. Использование нефтяных и газовых скважин / А.И. Акульшин - М.: Недра 2013.

7. Антонова, Е.О. Основы нефтегазового дела. Студент университета. / Э.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2012.

8. Ихсанов, К.А. 5В070800- Методические указания к выполнению курсового проекта по предмету «Технология и технология добычи нефти» для специальности нефтегазовое дело (для внутривузовского пользования). К.А. Ихсанов, Г.Е. Калешева.- Урал; ЗКИГУ, 2018. -42с.