Повышение эффективности применения воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ «Туймазанефть», страница 8

                В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт. Потребное количество    ДС   составляет

1 -1,5 % от объема солянокислотного раствора (принимаем 1 %). Это дает

6,4* 0,01=0,06м³

             Отдельную группу добавок в кислоту составляют стабилизаторы - вещества, удерживающие в растворенном состоянии продукты реакции. К стабилизаторам относят композицию на основе алюмохлорида (КХА). Потребное количество КХА составляет 1,5% от объема солянокислотного раствора, имеем

6,4* 0,015 = 0,1 м³

              Количество     воды     для     приготовления     данного     объема солянокислотного раствора находим по формуле

                               V = W-Wk- Q                                (6)

                 где W - объем солянокислотного раствора;

Wk = 3 м³ - объем концентрированной товарной соляной кислоты;                    Q - суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору

V = 6,4 - 3 - 0,54 = 2,86 м^З

           Для расчета давления закачки используем уравнение притока

Q = k * ΔР,  (7)

              где ΔР - депрессия на пласт, будет определяться Q/k или другими словами Р_заб - Р_пл , тогда

Р_заб = Q/k- Р_пл  (8)

               С другой стороны с точки зрения работы агрегата Р_заб  будет складываться,    как   давление    гидростатическое    +    Р_{устьевое}   -   Р_{на трение} .

Приравняв   эти   формулы,   выведем   Р_уст,   т.е.   Р_{закачки}, которое   будет складываться

Р _уст  =  Q/k + Р_пл – H_γ+ (8*λ*Q²*H*ρ_см) /(π²* d²)        (9)

             где   λ   -   коэффициент   гидравлического   сопротивления, который рассчитывается в зависимости от числа Рейнольдса Re;

             Q- расход;

             Н - глубина скважины;

             Р_см - плотность смеси;

             d - внутренний диаметр трубы.

                   Итак, Р _{закачки} = 8 МПа.

                   Продавим реагент в пласт водой. Объем воды, необходимой для продавки реагента в пласт равен объем НКТ + объем реагента. Объем 1 метра

ствола скважины диаметром 0,194 м.  составляет 0,03м³ (0,785 0,194²).

V в. = 0,03 * ( 1127 + 5,33 ) + 6,4 = 40,37 м³

               Таким образом, Р_{закачки} = 8 МПа. Агрегатом ЦА - 320 на 2 скорости с расходом 5,6 м/с закачивается 6,4 м^З раствора кислоты замедленного действия.

               Выдержим на реакцию в течение 7 часов.

               Свабируем скважину (цех ОСБМ ТУБР). Спустим НКТ диаметром 0,194 м. с замковой опорой на Н = 1095 м. и насос НСВ-1Б-29 на штангах.

               Аналогично был проведен расчет параметров кислотной обработки еще по 4 скважинам НГДУ «Туймазанефть». Результаты сведены в таблицу 10.

 Таблица 10

Технологические параметры, предложенные для проведения кислотной обработки в НГДУ «Туймазанефть».

№ скважины	Объем товарной соляной кислоты, мЗ	Объем ингибитора (уником марки  У-2),мЗ	Объем уксусной кислоты, мЗ	Объем плавиковой кислоты, мЗ
2316	3	0,14	0,12	0,106
2372	3	0,129	0,109	0,097
108 гор	3	0,122	0,104	0,093
2284	3	0,136	0,116	0,103
1329	3	ОД46	0,124	0,1098

          Дополнительная добыча от прелагаемых мероприятий составит

6,2357 т/сут.