5.3. Термокислотные обработки
Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция.
Хлористый магний (MgCL2) остается в растворе.
При взаимодействии 73 г чистой НСL с 24,3 г Mg происходит полная нейтрализация раствора, при которой выделяется 461,38 кДж тепловой энергии. Легко подсчитать, что при взаимодействии 1000 г магния выделится 18987 кДж теплоты.
Для растворения 1 кг Mg потребуется 18,61 л 15%-ного раствора НСL.
Необходимое количество 15%-ной соляной кислоты для получения различных температур раствора (на 1 кг Mg) приведено ниже.
Таблица 5.2
Количество НСL, л | 50 | 60 | 70 | 80 | 100 |
Температура раствора, С | 120 | 100 | 85 | 75 | 60 |
Остаточная концентрация НСL, % | 9,6 | 10,5 | 11 | 11,4 | 12,2 |
Из уравнения баланса теплоты
следует что при реализации всей выделившейся теплоты Q кДж на нагрев V л раствора, имеющего теплоемкость Cv (кДж/лС), нагрев раствора произойдет на t °С или
Принимая приближенно теплоемкость раствора 15%-ной НСL, равной теплоемкости воды, т. е. Сv = 4,1868 кДж/лС , получим
На столько градусов увеличится температура раствора при полном использовании теплоты на нагрев только продуктов реакции. (По некоторым данным температура раствора может достигать 300 С).
При таком расчете получается только тепловой эффект и полностью нейтрализованная кислота. Чтобы сохранить активность раствора кислоты для взаимодействия с породой, его количество на 1 кг Mg надо брать не 18,61 л, а больше, однако при этом и температура раствора получится ниже, так как общий объем продуктов реакции увеличится.
В табл. 5.2 приведены количества 15 %-ной кислоты на 1 кг магния и получаемые при этом температура и остаточные концентрации НСL.
Обычно в наконечники загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивается от 4 до 10 м3 15 %-ного раствора НСL.
Существуют два вида обработки.
Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %.
Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.
Скорость прокачки раствора НСL должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как при прокачке кислоты через магний непрерывно изменяются его масса, поверхность соприкосновения с кислотой, температура реакционной среды, концентрация кислоты и др. Это затрудняет расчет режима прокачки кислоты.
С помощью опытных прокачек в поверхностных условиях определили, что при давлениях на глубине установки реакционного наконечника, превышающих 3 МПа, рекомендуется применять магний в виде стружки, причем чем больше давление, тем магниевая стружка должна быть мельче и тоньше. При давлениях ниже 3 МПа - в виде брусков квадратного и круглого сечения. Причем чем ниже давление, тем площадь поперечного сечения этих брусков может быть больше. Так, при давлении до 1 МПа используются бруски с площадью 10 - 15 см2. При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого была 1 - 5 см2 .
Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности.
- Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
- Введение
- 1. Общая характеристика нефтяной залежи
- 1.1. Понятие о нефтяной залежи
- 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- 2. Источники пластовой энергии
- 2.1. Пластовые давления
- 2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- 2.1.2. Статический уровень
- 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- 2.1.4. Динамический уровень жидкости
- 2.1.5. Среднее пластовое давление
- 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- 2.2. Приток жидкости к скважине
- 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- 2.4. Водонапорный режим
- 2.5. Упругий режим
- 2.6. Режим газовой шапки
- 2.7. Режим растворенного газа
- 2.8. Гравитационный режим
- 3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
- 3.1. Цели и методы воздействия
- 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.2.1. Размещение скважин
- 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.4. Водоснабжение систем ппд
- 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- 3.5.1. Водозаборы
- 3.5.2. Насосные станции первого подъема
- 3.5.3. Буферные емкости
- 3.5.4.Станции второго подъема
- 3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- Основные характеристики бкнс
- 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
- 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- 3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- 3.11. Внутрипластовое горение
- 4. Подготовка скважин к эксплуатации
- 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- 4.3. Техника перфорации скважин
- 4.4. Пескоструйная перфорация
- 4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- 4.6. Передвижные компрессорные установки
- 4.7. Освоение нагнетательных скважин
- 5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
- 5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- 5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- 5.3. Термокислотные обработки
- 5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
- 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- 5.7. Гидравлический разрыв пласта
- 5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- 5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- 6. Исследование скважин
- 6.1. Назначение и методы исследования скважин
- 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- 6.4. Термодинамические исследования скважин
- 6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- 7. Основы теории подъема жидкости в скважине
- 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- 7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
- 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- 7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
- 7.2. Уравнение баланса давлений
- 7.3. Плотность газожидкостной смеси
- 7.4. Формулы перехода
- 8. Эксплуатация фонтанных скважин
- 8.1. Артезианское фонтанирование
- 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- 8. 3. Условие фонтанирования
- 8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- 8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- 8.6.1. Колонная головка
- 8.6.2. Фонтанная арматура
- 8.6.3. Штуцеры.
- 8.6.4. Манифольды
- 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- 8.8.1. Открытое фонтанирование
- 8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- 8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- 8.8.4. Отложение солей
- 9. Газлифтная эксплуатация скважин
- 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- 9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- 9.4. Методы снижения пусковых давлений
- 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- 9.4.2. Последовательный допуск труб
- 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- 9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- 9.4.5. Применение пусковых отверстий
- 9.5. Газлифтные клапаны
- 9.6. Принципы размещения клапанов
- 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- 9.8. Оборудование газлифтных скважин
- 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- 9.10. Периодический газлифт
- 9.11. Исследование газлифтных скважин
- 10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- 10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
- 10.3.1. Влияние газа
- 10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- 10.3.3. Влияние утечек
- 10.3.4. Влияние усадки жидкости
- 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- 10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- 10.4.2. Штанги
- Характеристики штанг и муфт
- 10.4.3. Насосные трубы
- Характеристики насосно-компрессорных труб
- 10.4.4. Оборудование устья скважины
- 10.4.5. Канатная подвеска
- 10.4.6. Штанговращатель
- 10.4.7. Станки-качалки (ск)
- Техническая характеристика станков-качалок
- 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- 10.5.1. Эхолот
- 10.5.2. Динамометрия шсну
- - Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
- 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- 11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- 11.2. Погружной насосный агрегат
- 11.3. Элементы электрооборудования установки
- Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
- 11.4. Установка пцэн специального назначения
- 11.5. Определение глубины подвески пцэн
- 11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- 12. Гидропоршневые насосы
- 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- 12.2. Подача гпн и рабочее давление
- 13. Погружные винтовые насосы
- 14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
- 14.1. Общие принципы
- 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- 15. Ремонт скважин
- 15.1. Общие положения
- Гидравлический разрыв пласта.
- 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- - Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
- - Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
- - Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
- 15.3. Технология текущего ремонта скважин
- 15.4. Капитальный ремонт скважин
- 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- 15.6. Ликвидация скважин
- 16. Эксплуатация газовых скважин
- 16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- 16.2. Оборудование устья газовой скважины
- 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- 16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
- 16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- 17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
- 17.1. Системы сбора скважинной продукции
- 17.2. Промысловая подготовка нефти
- 17.2.1. Дегазация
- 17.2.2. Обезвоживание
- 17.2.3. Обессоливание
- 17.2.4. Стабилизация
- 17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
- 17.3. Системы промыслового сбора природного газа
- 1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
- VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
- 17.4. Промысловая подготовка газа
- 17.4.1. Очистка газа от механических примесей
- 17.4.2. Осушка газа
- 17.4.3. Очистка газа от сероводорода
- 17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
- Список рекомендуемой литературы