Материалы и реагенты применяемые при СКО



Соляно – кислотная обработка относится к химическим методам воздействия на пласт. При её проведении химические агенты реагируют с породой пласта, с материалами и веществами, внесёнными в призабойную зону и изменившими коллекторские свойства пласта в непосредственнной близости от скважины.

Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта.Реакция серной кислоты с этими материалами даёт нерастворимые в воде осадки, которые будут закупоривать поры породы.

Обычно для обработки скважин используют 8-15%-ную соляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его, а менее высокой  снижает эффективность взаимодействия с породой пласта.

Объём раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составвом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок.

В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется 0.4 – 1.5м³ раствора, причём небольшие объёмы применяют при первичной обработке малопроницаемых пластов. Чем больше проницаемость пласта, тем больший объём кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также увеличивают и объём кислоты.

При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты.

1. 
   Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. В качестве ингибиторов используют катапин – А, реагент В – 2, карбозолин – О, реагент И – 1 – А и другие. Ингибиторы добаввляют в пределах 0.05 – 0.08 % от количества кислотного раствора.
   
2. 
   Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества ( ПАВ ),
   

снижающие в 3 – 5 раз поверхностное натяжение на границе «нефть –

нейтрализованная кислота», ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и отреагировавшей кислоты. К ним относятся марвелан К(0), реагент 4411, тержитол, катаминА и другие. Интенсификаторы добавляют в пределах 0.1 – 0.3% от количества кислотного раствора.

---

3. 
   Стабилизаторы – вещества, необходимые для предупреждения выпадения осадков и удержания в растворённом состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из соляной кислоты вредной примеси – серной кислоты и превращения её в растворимую соль бария:
   

Н2SO4 + BaСl2 = BaSO4 + 2HCl

В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaСl2). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта вместе с другими продуктами реакции. Стабилизаторы добавляют в пределах 0.8 – 2 % от количества кислотного раствора.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником – гель кремниевой кислоты, выпадающий в осадок. Для предупреждения этого явления в качестве стабилизаторов используют (СН3СООН) и втористоводородную или плавиковую (HF) кислоты.

1. Так как расход жидкости неизвестен, то приблизительное значение давления на забое без учёта потерь на трение вычисляют по формуле
Рзаб  Ркнс  Ргеод Нф в g 10^-6 , ( 3.1 )
где Ргеод – разность давлений геодезических отметок, МПа

Ргеод в g 10^-6 ( 3.2 )
Ргеод -510009.810^-6-0.05МПа
Рзаб  11.50.05255010009.8  10^-636.4МПа
2. Приблизительное значение приёмистости скважины вычисляют по формуле
_{Q наг } 236  к  hэф  (Рзаб – Рпл)  с ( 3.3 )

b    lg Rк / rc
_{Q наг } 236  0.15  10  (36.4 – 25)  0.7_{806 м3/сут}

1  1  lg500 / 0.15
3. Потери на трение вычисляют по формуле
_{Р тр  0.108   } (Qнаг)²  (Нф  Lвод)  в ( 3.4 )

d⁵

---

_{Р тр  0.108  0.03 } (0.009)²  (2550 + 1000)  1000 _{ 1.210-6 Па  1.2МПа}

(0.06)⁵
4. Уточнённое значение давления на забое вычисляют по формуле
Рзаб  Рзаб - Ртр ( 3.5 )
Рзаб  36.4 – 1.2  35.2 МПа
5.Уточнённое значение приёмистости нагнетательной скважины вычисляют по формуле
_{Q наг } 236  к  hэф ( РзабРпл )  с _{( 3.6 )}

b  lg Rк/rc

_{Q наг } 236  0.15  10 (35.2 – 25) 0.7 _{ 722 м3/сут}

1  1  lg500/0.15

6. 
   Расчёт промывки нагнетательной скважины
   

Расчёт промывки забойной песчаной пробки скважины 7115 куста 72 Усть-Балыкского месторождения.
Таблица 3.2 Исходные данные

п/п	Наименование данных расчёта	Обознач.	Ед. изм.	Значен.
1.	Глубина скважины	Н	м	2000
2.	Диаметр эксплуатационной колонны	D	мм	168
3.	Внутренний диаметр экспл. колонны	Dв	мм	150
4.	Диаметр НКТ	d	мм	73
5.	Внутренний диаметр НКТ	d	мм	62
6.	Подача насоса на третьей скорости	Q	л/с	7.01
7.	Скорость свободного падения песчинок (критическая скорость)	кр	см/с	9.5
8.	Площадь сечения экспл. колонны	F	м2	0.0177
9.	Площадь сечения кольцевого пространства скважины	f	м2	0.0135
10.	Коэффициент трения при движении воды в трубах	1		0.035
11.	Коэффициент трения при движении воды в кольцевом сечении	2		0.034
12.	Механический КПД агрегата	а		0.65
13.	Скорость нисходящего потока жидкости	н	м/с	2.32
14.	Скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве	в	м/с	0.61
15.	Пористость песчаной пробки	м		0.3
16.	Плотность песка	п	кг/м3	2600
17.	Плотность воды	ж	кг/м3	1000
18.	Длина нагнетательной линии	lн	м	20
19.	Максимальная мощность двигателя насосного агрегата УНБ-160  40	Nmах	кВт	177

---

1. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных НКТ вычисляют по формуле
_{h1 = 1  10-2 } Н н² _{( 3.7 )}

dв 2g
_{h 1 = 0.035  10}^-2 _ 2000 _ ( 2.32 )² _{= 3.09 МПа}

62. 
    2  9.81
    

2.Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины вычисляют по формуле
_{h 2   2  10-2 } H _ в² _{, ( 3.8 )}

Dв – d 2g

где  - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка жидкости,  = 1.1  1.2. Принимаем

 = 1.2
_{h 2  1.2  0.034  10-2 } 2000 _ ( 0.61 )² _{= 0.201 МПа}

0.15 – 0.073 2  9.81

4. 
   Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве вычисляют по формуле
   

_{h3 =} ( 1 – m )  F  l  10-2 _{ } ^п _{  1 } кр _{ – 1  ( 3.9)}

^{f ж в}

_h

---

_{3 } ( 1 0.3)  0.0177  12  10^-2 _{ } 2600_{ 1} 0.095_{  1  0.125МПа}

0.0176 1000 0.61
4. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды составляют в сумме при работе агрегата:
( h4 + h5) = 0.22 МПа
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса до шланга вычисляют по формуле
_{h 6 = 1  10}^-2 _ Н _ н² ( 3.10 )

^{dв 2g}

_{h 6 = 0.035  10}^-2 _ 20 _ ( 2.32 )² _{= 0.031 МПа}

62. 
    2  9.81
    

6.Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь и вычисляют по формуле
pн = h1+ h2 + h3 + h4 + h5 + h6 ( 3.11 )
рн  3.09 + 0.201 + 0.125 + 0.22 +0.031 = 3.7 МПа

7. 
   Давление на забое скважины вычисляют по формуле
   

Рз = ж  g  10^-6  Н + h2 + h3 ( 3.12 )

Рз = 1000  9.81  10^-6  2000 + 0.201 + 0.164 = 19.98 МПа
8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, вычисляют по формуле
_{N =} Рн  Q _{( 3.13 )}

10³  а
_{N =} 3.7  10⁶  7.01  10^-3 _{= 40 кВт}

103. 
      0.65
     

9. Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата вычисляют по формуле
_{К =} N _{ 100% ( 3.14 )}

Nmах

_К= 40 _{ 100% =22.6 %}

177

10. 
    Скорость подъёма размытого песка вычисляют по формуле
    

п = в  кр ( 3.15 )

п = 0.61 0.095 = 0.515 м/с

---

Смотрите также файлы

• По роли лицо, совершившее преступление государственные органы.docx

• Отчет по преддипломной практике на тему Обзор сетей транкинговой связи (название темы) Специальность.docx

• Практическое задание к теме 3.docx

• Контрольная работа вариант 1 Выполнил (а) обучающийся заочного отделения по специальности 40. 05. 04.doc

• Конспект занятия по словарной работе в средней группе.doc