Расчет технологических параметров выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий в условиях нагнетательных скважин Илькинского месторождения

Проектирование кислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов.

Произведем расчет глинокислотной обработки с применением колтюбинговых технологий для скважины № 1639 Илькинского месторождения. 

Определим необходимое количество реагентов и составим план обработки призабойной зоны глинокислотой для следующих условий (таблица 3.1).

Таблица 3.1 – Исходные данные по скважине № 1639 Илькинского месторождения

Норма расхода кислотного раствора v_p составляет 1 м³ на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора соляной кислоты (V_HCL): [15]

,                                                                                                 (3.1.1)

где

 – норма расхода кислотного раствора, м³;

 – обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м.

.

Объем товарной кислоты (в м³):

,                                                                   (3.1.2)

где

– соответственно объемные доли (концентрации) раствора соляной кислоты и товарной кислоты, %. Для проведения СКО используем соляную кислоту  13,5 %-ной  концентрации  при  объемной  доле  товарной кислоты 27,5 %.

.

В качестве химических реагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого  рассчитывают по формуле (кг):

,                                                                    (3.1.3)

где

21,3 – масса хлористого бария (кг), необходимого для нейтрализации 10 кг серной кислоты;

 – объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;

а – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а ≈ 0,4 %);

0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции её с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

.

В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:

,                                                                                       (3.1.4)

где   

b_ук – норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты (для замедления кислотного раствора b_ук = 3 %);

 – объемная доля товарной кислоты (80 %).

.

В качестве ингибитора коррозии выбираем реагент В-2, объем которого определим по формуле:

,                                                                                            (3.1.5)

где

b_и – норма добавки ингибитора (для реагента В-2 b_и = 0,2 %);

– объемная доля товарного ингибитора (100 %).

.

Объем интенсификатора (используется Марвелан) определим по формуле:

,                                                                                             (3.1.6)

где

b_ин  – норма добавки интенсификатора (для Марвелана 0,3 %).

.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³ его объем определяем по формуле:

,                                                                                                  (3.1.7)

.

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

,                                                          (3.1.8)

.

Приготовление кислотного раствора. Наливаем в мерник 2,39 м³ воды, добавляем к воде 0,0056 м³ ингибитора В-2; 0,105 м³ уксусной кислоты, 1,29 м³ товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешиваем. Затем добавляем в раствор 0,0026 кг хлористого бария, хорошо перемешиваем раствор, через 5 минут после этого добавляем 0,0084 м³ интенсификатора Марвелан, раствор снова перемешиваем и оставляем его на 2-3 ч до полного осветления, после чего перекачиваем раствор в цистерну Азинмаш-30А и другие емкости.

Норма расхода раствора глинокислоты v_p составляет 0,3 м³ на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора глинокислоты (V_ГК):

,

.

Глинокислота содержит 4 % HF и 10 % HCL, тогда объем HF составит:

,                                                                                            (3.1.9)

.

Объем соляной кислоты составит:

,                                                                                           (3.1.10)

.

Объем товарной соляной кислоты составит:

.

В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:

.

В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого определим по формуле:

.

Количество интенсификатора (принимаем Марвелан) определяем по формуле:

.

Объем хлористого бария, количество которого определяется по формуле:

.

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

V_в=V_гк-V_к-                                                                                    (3.1.11)

V_в = 0,84-0,39-(0,032+0,0017+0,0025+0,00079)=0,41м³.

Порядок приготовления раствора глинокислоты: в емкость заливается вода, но не в полном расчетном объеме, а на 100-200 л на каждый 1 м³ меньше. Затем заливается полный расчетный объем товарной соляной кислоты и все добавки. Только после этого заливается расчётный объем плавиковой кислоты и доливается оставшаяся часть расчетного объема воды строго до отметки общего запланированного объема кислотного раствора.

При закачке кислота заполняет выкидную линию внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 100 м от насосного агрегата:

                                         (3.1.12)

промывочные трубы внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 1145 м:

                                             (3.1.13)

Объем промывки скважины составит:

                              (3.1.14)

Результаты расчётов по рекомендованным скважинам Илькинского месторождения приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Результаты расчета технологического процесса проведения ГКО на скважинах Илькинского месторождения

Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке агрегатом на 3 скорости в скважину жидкости с расходом q=4,76 л/с.

,                                                                                   (3.1.15)

где

Р_заб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа;

Р_ж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, Мпа;

Р_т – потери давление на трение, МПа.

q,                                                                       (3.1.16)

где

Р_пл – пластовое давление, МПа;

q – расход реагента при закачке, л/с;

К – скорость подачи реагента.

Гидростатическое давление столба продавочной жидкости:

Р_ж=ρ·g·Н,                                                                                                  (3.1.17)

где

Н – глубина скважины м;

ρ – плотность скважинной жидкости кг/м³;

g – ускорение свободного падения м/с.

Потери давление на трение:

,                                                                                        (3.1.18)

где

V – скорость движения жидкости по трубам, м/с;

Н – глубина скважины, м;

ρ – плотность скважинной жидкости кг/м³;

d – внутренний диаметр НКТ, м.

Скорость движения жидкости по трубам:

,                                                                                             (3.1.19)

где

q – расход агрегата, л/с;

d – внутренний диаметр НКТ, м.

Коэффициент гидравлического сопротивления, рассчитываемый в зависимости от числа Рейнольдса – Re.

Для ламинарного режима:

                                                                                                       (3.1.20)

где

 – коэффициент гидравлического сопротивления, д.ед.;

Re – число Рейнольдса.

Для турбулентного режима:

,                                                                                                 (3.1.21)

,                                                                                              (3.1.22)

где

– динамическая вязкость продавочной жидкости, мПа*с;

V – скорость движения жидкости по трубам, м/с;

ρ – плотность скважинной жидкости кг/м³;

d – внутренний диаметр НКТ, м.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

,                                                                                (3.1.23)

где

V_к – объем кислотной композиции, м³;

V_н – объем нефти для продавки композиции в пласт, м³;

V_п – объем промывочной жидкости, м³;

q – расход агрегата, л/с.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Исходные данные по скважине № 1639 Илькинского месторождения

Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке агрегатом на 3 скорости в скважину жидкости с расходом q=4,76 л/с.

Максимальное забойное давление при продавке раствора:

Гидростатическое давление столба продавочной жидкости:

Р_ж=1150·9,81·1993,2=12,5МПа

Скорость движения жидкости по трубам, м/с:

Число Рейнольдса – Re:

Режим движение жидкости в трубах – турбулентный, следовательно коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле:

Потери давления на трение будет равным:

Давление на выкиде насоса:

Р_вн=19,1-12,5+6,2=12,83 МПа

Итак, при закачке кислотного раствора агрегат работает на 3 скорости при диаметре плунжера 100мм. Давление на выкиде насоса (12,83 МПа) больше,  чем  необходимо  для  продавки  в  пласт раствора с дебитом 4,76 л/с.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

.

Результаты расчетов по рекомендуемым скважинам Илькинского месторождения показаны в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Результаты расчетов технологического процесса по скважинам Илькинского месторождения

Продолжение таблицы 3.4