Расчет процесса проведения СКО и подбор необходимого оборудования

Таблица 1

Исходные данные

L(м)	h(м)	Рпл(Мпа)	m(%)	D(м)	d(м)	q (м3/сут)	Qэ (т)
	6,4		0,2	0,22	0,05	13,24	951,79
	4,2		0,2	0,22	0,05	8,13	689,32
	5,6	15,5	0,2	0,22	0,05	9,58	758,14
	5,02	15,5	0,2	0,22	0,05	8,43	867,54
			0,2	0,22	0,05	8,62	892,24
	4,3	14,5	0,2	0,22	0,05	6,26	752,12
	3,8		0,2	0,22	0,05	6,92	346,89
	4,7		0,2	0,22	0,05	7,38	586,25
	4,6	15,5	0,2	0,22	0,05	10,11	695,24
			0,2	0,22	0,05	8,83	902,56

 

Скважина №44

Необходимый объем раствора:

W_р= 1,1*h

W_p = 1,1*6,4 = 7,04 м³_.

Объем товарной кислоты:

W_k = W_p*x_p(5.09*x_p+999) W_k=7,04*15 (5.09*15+999)/(27.5 (5.09*27.5+999) = 3,63 м³.

x_k, x_p – объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объем товарной кислоты рассчитывается:

W_k= W_p*5.09*x_p(5.09x_p+999)/(r_k(r_k - 999)

W_p= 7,04*5.09*15 (5.09*15+999)/(1139 (1139–999)) = 3,63 м³

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

 

W_ук= b_ук*W_p/c_ук=3*3,63/80=0.264м³

b_ук – норма добавки 100%-ной уксусной кислоты, равная 3%.

С_ук – объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%.

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

W_и= b_и *W_р/c_и= 0.2*7,04/100=0.01408м³.

b_и – выбранная доля реагента в растворе, равная 0.2%.

с_и-объемная доля товарного продукта, равная 100%.

Количество интенсификатора, принимаем Марвелан-К(О):

W_инт= b_инт *W_p/100=0.3*7,04/100=0.02112м³.

b_инт – норма добавки интенсификатора, принятая равной 0.3%

При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0.4% серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле:

G_хб= 21.3*W_p(a*x_p /x_p – 0.02)

G_хб=21.3*7,04 (0.4*15/27.5 – 0.02)=29,77м³

21.3 – масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты.

ax_p/x_к – объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе.

а – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %.

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

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³ объем его с учетом G_хб определяют:

W_хб= G_хб/4000 = 29,77/4000= 0.007429м³

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

W_в= W_р–W_к - SW_реаг = 7,04–3,63–0,0148–0,01221–0,264–0,007429= 3,1м³.

Порядок приготовления кислотного раствора.

Наливают в мерник 3,1 м³ воды, добавляют к воде 0.01408 м³ ингибитора В-2; 0,264 уксусной кислоты; 3,63 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности r_р можно рассчитать по формуле:

W_к = W_р*r_р(r_р – 999)/(r_к(r_к – 999))

Для условий задачи

r_r= 999/2 + Ö (999/2)²+1134 (1134 – 999) 3,63/7,04 = 1075 кг/м³

Для определения r_р плотность товарной кислоты нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора. Если замеренная плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту.

Затем добавляют в раствор 29,7 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 минут после этого добавляют 21 л Марвелан-К(О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2–3 часа до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-30А и другие емкости.

Обработка скважин

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта:

V^’_к= V_в+ V^’_нкт * L + 0.785 (D² – d²⁾*h = 0.04 + 0.0030175*1471 + 0.785 (0.22² – 0.073²)*7,04 = 5,66 м³

V^’_в = 0.785*d_в*20 = 0.785*0.05*20 = 0.04 м³

V^’_нкт= 0.785d²*1 = 0.785* 0.062²*1 = 0.0030175м³/м.

Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

V_н = V^’_к = 5.66 м³

Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1.5–2 ч. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции. После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

При задавливании кислоты в пласт не следует стремится к достижению максимальных скоростей; надо первые 2–3 м³ задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

Объём второго раствора (глинокислоты) на 1 м мощности пласта:

Vгк=p(D² – d²)*m/4

где m – пористость

Vгк=3.14*(0.22² – 0.073²)*0,2/4=0,0460 м³

Wгк=h* Vгк=0,3219 м³

Продолжительность нагнетания в пласт раствора соляной кислоты

t = (Wр+Wгк +Vн)*10³/(q*3600) = (7,04+5.66+0,3219)*10³/(6.85*3600) = 0.56 ч.

где q – расход жидкости равный 6,85 л/с.