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 _р можно рассчитать по формуле:

W_к = W_р*_р(_р – 999)/(_к(_к – 999))

Для условий задачи

_= 999/2 +  (999/2)²+1134 (1134 – 999) 3,63/7,04 = 1075 кг/м³

Для определения _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=(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

 = (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.

5.2 Определение технологической эффективности ско

Требуется определить видимый и действительный текущий технологический эффект на середину каждого месяца и суммарный технологический эффект за период май – декабрь. Средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины:

К_ип = (q₂/q₁ + q₃/q₂ + ……q_n/q_n-1)/(n-1) = (6,83/6,9 + 6,42/6,83 + 5,26/6,42 + 4,34/5,26 + 4,05/4,34 + 3,92/4,05 + 3,98/4,05+3,53/3,98)/7 = 0,8574т/(сут*кг*с/см²)

По формуле К_m = К₀*К^m_ип определим значение предполагаемого коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после СКО. При этом входное значение коэффициента продуктивности

На середину мая:

К₀ = К₅ = 3,53 т/(сут*кг*с/см²).

На середину июня:

К₆ = К₀*(К_ип)² = 3,53*0.857² = 2,60т/(сут*кг*с/см²).

На середину июля:

К₇ = К₀*(К_ип)³ = 3,53*0.857³ = 2,23 т/(сут*кг*с/см²).

На середину августа:

К₈ = К₀*(К_ип)⁴ = 3,53*0.8573⁴ = 1,91 т/(сут*кг*с/см²).

На середину сентября:

К₉ = К₀*(К_ип)⁵ = 3,53*0.8573⁵ = 1,63 т/(сут*кг*с/см²).

На середину октября:

К₁₀ = К₀*(К_ип)⁶ = 3,53*0.857⁶ = 1,402т/(сут*кг*с/см²).

На середину ноября:

К₁₁ = К₀*(К_ип)⁷ = 3,53*0.857⁷ = 1,2021 т/(сут*кг*с/см²).

На середину декабря:

К₁₂ = К₀*(К_ип)⁸ = 3,53*0.857⁸ = 1,03 т/(сут*кг*с/см²).

Видимый эффект q определяем по формуле: q = q’ (1 – К/К’)

q₅ = 5,4 (1 – 5,4/13,21) = 4,16 т/сут.

q₆ = 6,2 (1 – 2,595/13,2) = 5,46 т/сут.

q₇ = 6,8 (1 – 2,2247/13,05) = 5,65 т/сут.

q₈ = 7,8 (1 – 1,908/15,27) = 6,83 т/сут.

q₉ = 8,2 (1 – 1,692/14,91) = 7,3 т/сут.

q₁₀ = 8,9 (1 – 1,402/14,8) = 8,05 т/сут.

q₁₁ = 9 (1 – 1,202/14,85) = 8,27 т/сут.

q₁₂ = 9,3 (1 – 1,03/15,36) = 8,68 т/сут.

Коэффициент эффективности определяем по формуле:

 = 1 – N/n*P_1пл/P₂,

где P_1пл = Р_к – Р_1пл и P₂ = Р_к – Р₂

Р_к = 15 МПа, Р_1пл = 12,28 МПа

P_1пл = 15–12,28 = 2,72 МПа

Р₂ = (8,7 + 9,2 + 7,3 + 8,4 + 7,9 + 8,8 + 9,2 + 8,3) /8 = 8,46 МПа

P₂ = 15 – 8,46 = 6,54 МПа

N = (0,75 + 0,69 + 0,82 + 0,79 + 0,69 + 0,72 + 0,67 + 0,70)/8 = 0,73

 = 1 – 0,73/0,69*2,72/6,54 = 0,57

Текущий технологический эффект определяется по формуле:

q_iэ = *q_i

q_6э = 0,57*4,16 = 2,39 т/сут

q_7э = 0,57*5,46 = 3,13 т/сут

q_8э = 0,57*5,65 = 3,24 т/сут

q_9э = 0,57*6,83 = 3,92 т/сут

q_10э = 0,57*7,3 = 4,16т/сут

q_10э = 0,57*8,05 = 4,59 т/сут

q_11э = 0,57*8,27 = 4,71 т/сут

q_12э = 0,57*8,68 = 4,95 т/сут

Для подсчета суммарного технологического эффекта используем формулу: Q_э =  q_эit_i, где t_i = m_ik_эi

Q_э = 2,39*31 + 3,13*30 + 3,24*31 + 3,92*31 + 4,16*30 + 4,59*31 + 4,71*30 + 4,95*31 = 951,79 т.

Выводы по результатам расчётов: средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины 0,8574 т/(сут*кг*с/см²)

Максимальный технологический эффект составил 951,79 т.

ВЫВОДЫ

Для условий Пальяновской площади с целью улучшения фильтрационных свойств продуктивных пластов согласно расчётам данного курсового проекта рекомендуется применение двухрастворной кислотной обработки, так как она дает больший технологический эффект, по сравнению с другими методами СКО.

Приведенные расчеты показали, что использование двухрастворной кислотной обработки в скважинах привело к увеличению дебита скважин. Суммарный технологический эффект по скважине №44 составил 1163т, что говорит об эффективности метода.

Несмотря на применение более сложной, по сравнению с другими видами СКО, технологии двухрастворная кислотная обработка наиболее оптимальна с точки зрения окупаемости экономических затрат.