Расчет параметров кислотной обработки пласта.

Технологический процесс предусматривает закачку раствора соляной кислоты. Эффективность соляно - кислотной обработки зависит от количества раствора приходящегося на единицу объема породы и от скорости реакции кислоты с породой. Скорость реакции зависит от минералогического состава пород, пластового давления, температуры. Результативность соляно – кислотной обработки определяется по изменению коэффициента продуктивности добывающих скважин.

Чтобы ускорить процесс добавляются реагенты. В качестве реагентов при обработке скважины раствором HCl добавляют:

· Ингибиторы

· Стабилизаторы

· Интенсификаторы

· Хлористый барий

Количество регентов зависит от объема раствора соляной кислоты.

Для расчета принимаем следующие исходные данные: глубина

скважины Н = 2156 м, эффективная мощность пласта h = 19,5 м, проницаемость породы k = 0,163 , пластовое давление Р_пл = 18,6 МПа, внутренний диаметр скважины D_д = 0,215 м, диаметр НКТ d = 0,073 мм, температура пласта Т_пл = 50 С, диаметр водовода d_об = 0,06 м, длина водовода l_об = 30 м.

1. Исходные данные взяты с ЦДНГ – 9, Правдинского месторождения, на скважину 1378 принимаем концентрацию кислоты и объема раствора. Принимаем концентрацию кислоты 10%

2. Определяем общий необходимый объем раствора соляной кислоты

- расход раствора HCl на 1м толщины пласта,

3. Определяем количество концентраций товарной нефти

Z=27,5% B=226

X=10% A=214

4. При обработке скважины раствором HCl добавляют различные реагенты вычисляем их концентрацию и объем:

4.1. Ингибитор – катамин А, в количестве 0,01% объема кислотного раствора

4.2. Стабилизатор – уксусная кислота

b – 1,5% добавка уксусной кислоты

С – концентрация, 80%

4.3. Интексификатор – марвелан в количестве 1-1,5% объема соляно - кислотного раствора

4.4. Для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции применяют хлористый барий

где а – содержание SO₃ в товарной соляной кислоте, а = 0,6%;

 

- плотность хлористого бария.

5. Определяем количество воды для приготовления соляно - кислотного раствора:

где - суммарный объем всех добавляемых реагентов к соляно - кислотному раствору, м³

 

6. Определяем количество раствора закачиваемого в скважину (при открытой задвижке) в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:

7. Определим количество жидкости, которое закачивают (при закрытой задвижке) затрубного пространства:

8. Определяем объем продавочной жидкости:

9. Выбираем необходимое оборудование – ЦА - 320

10. Определяем продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

где g – производительность агрегата ЦА-320, равной 10

Вывод:

1. Концентрация кислоты –

2. Необходимый объем раствора соляной кислоты –

3. Количество концентраций товарной нефти –

4. Концентрация и объем реагентов:

4.1. Ингибитор –

4.2. Стабилизатор –

4.3. Интексификатор –

4.4. Хлористый барий –

5. Количество воды для приготовления соляно кислотного раствора –

6. Количество раствора закачиваемого в скважину –

 

7. Количество жидкости закачиваемое в затруб –

8. Объем продавочной жидкости –

9. Оборудование ЦА-320

10. Продолжительность нагнетания 0,59ч