Перед обробкою в солянокислотний розчин для нейтралізації сірчаної кислоти додається також хлористий барій. Після реакції в ємності утворюється осад сірчанокислого барію.

Рецептуру та вид кислотного розчину вибирають залежно від хімічного складу порід, типу колектора і температури. Тип колектора визначає потрібну проникну здатність кислотного розчину, від якої залежить охоплення дією за простяганням і товщиною пластів, проникання його у дрібні пори і тріщини.

У тріщинуватих і тріщинувато-пористих колекторах краще використовувати в’язкі і в’язкопружні системи - кислотні емульсії і піни, загущені КМЦ кислотні суміші.

За технологією здійснення розрізняють такі різновиди соляних обробок:

а) кислотні ванни (без закачування кислоти в пласт з метою очищення стовбура свердловини);

б) звичайні СКО (з закачуванням кислоти в пласт);

в) СКО під тиском (з інтенсивним закачуванням кислоти в пласт, при використанні пакера);

г) поінтервальні (ступінчасті ) обробки (з регулюванням місця входу кислоти в пласт).

Можна виділити також :

а) пінокислотні обробки (з використанням аерованого солянокислотного розчину у вигляді піни при середньому ступені аерації в нормальних умовах );

б) газокислотні обробки (азот від АГУ 6000 - 500 /200 або природний газ із сусідніх газових свердловин);

в) серійні обробки (багатократні з інтервалом 5....10 діб);

Запропоновано нами проведення в умовах даного родовища гідрокислотного розриву пласта включає в себе елементи як ГРП так СКО. Причому процес проводиться по схемі ГРП з під’єднанням кислотного агрегату високого тиску.

2.2.3.Вибір раціонального способу дії на ПЗП для умов родовища

На основі отриманого досвіду, встановлено, що найбільш ефективними методами дії на ПЗП з метою збільшення видобутку газу в умовах Кружилівського родовища проявили себе ГРП та солянокислотна обробка. З метою досягнення найбільшого ефекту проведемо комплексну обробку, що поєднує як ГРП так і СКО, тобто солянокислотний гідравлічний розрив пласта.

Для збільшення приймальності свердловин при проведенні інтенсифікаційних робіт проведемо спочатку гідравлічний розрив пласта, а потім розчинемо карбонатні породи кислотним розчином. Іншими словами, проведемо гідрокислотний розрив пласта. Проведення гідрокислотного розриву пласта дасть можливість підвищити проникність привибійної зони пласта за рахунок створення тріщин, а вторинної пористості в зоні дії кислотного розчину.

2.3.Вибір свердловин і встановлення черговості проведення на них запропонованих робіт

Для проведення СКГРП (солянокислотного гідравлічного розриву пласта) виберемо групу свердловин, що знаходяться недалеко від свердловини № 60 на якій всій час проводилось і ГРП і СКО і дані обробки були ефективними, як технологічно так і економічно. До цієї групи свердловин належать (послідовність свердловин вказана в тій послідовності, яка нами рекомендована до ппроведення на них запропонованих робіт):

№№ 62,80,60– дана послідовність вибрана виходячи з відалі від свердловин до розміщення технічної бази, підготовленості їх до проведення даних робі (наявність підїзних доріг, виробничих площадок – тощо).

В проекті розглянемо проектування проведення даних робіт на свердовині № 62 техніко-геологічні умови якої приводяться в табл. 6.1.

Таблиця 6.1. - Свердловина № 62 Кружилівського ГКР

Параметр | Позначення | Величина | Розмірність

Глибина свердловини до середини інтервалу перфорації | L | 1058 | м

Проникність пласта | kпл | 0.015 | мкм2

Товщина пласта (інтервал перфорації) | h | 24 | м

Радіус контура (половина середньо-арихмечної віддалі між свердловинами) | Rкон | 344 | м

Діаметр експл. колони | Dе | 0.146 | м

Пористість | m | 0.16 | д.о

Карбонатність | mк | 0.2 | д.о

Діаметр НКТ: внутрішній

зовнішній | d

dе | 50.3

62 | мм

мм

Наступні данні згідно даних «середньої» свердловини

Пластовий тиск | Pпл | 7,212 | МПа

Вибійний тиск | Pвиб | 5,641 | МПа

Гирловий тиск | Pгир | 5,22 | МПа

Гирлова температура | Tг | 287 | К

Пластова температура | Tпл | 321 | К

Дебіт газу | q | 11,4 | тис.м3/доб

Відносна густина газу | г | 0.56

2.4.Технологічні і технічні розрахунки параметрів запроектованих робіт. Вибір робочих матеріалів, реагентів та обладнання

2.4.1.Проектування глушіння свердловини

Глушіння газових свердловин при низькому пластовому тиску здійснюється за допомогою двох фазних пін. Двох фазні піни представляють собою систему яка складається з водного розчину ПАР газу [2]. В якості ПАР можна рекомендувати 0.1 % розчин сульфанолу в воді (1 м3 води + 1 кг сульфанолу).

Густина піни, щоб запобігти фонтануванню становить:

.

Мінімальний тиск при проведенні глушіння на гирлі P = 0.1 МПа. Тоді середній тиск по стовбуру не працюючої свердловини:

Середньо логарифмічна температура по стовбурі свердловини:

z = z( Pср, Tср) = 0.941.

Густина розчину 0.1 % сульфанолу р = 1001 кг/м3.

Густина газу при Pср Tср:

.

Виходячи з того, що густина піни становить:

визначаємо дійсний газовміст піни:

.

Приймемо, що дійсний газовміст дорівнює об’ємному тоді згідно [2] можна записати:

,

де a - степінь аерації піни.

З останього степінь аерації піни:

.

Для глушіння свердловини використовуємо насосний агрегат 4АН-700, який працює на четвертій передачі з витратою Qр = 0.022 м3/с. Витрата газу:

Qг = a Qр = 10.320.022 = 0.227 м3/с = 19.6 тис.м3/доб.

Для подачі газу для утворення піни використовуємо компресор УПК - 80 (тиск на викиді 8 МПа) який має максимальну витрату 150 тис.м3/доб.

Об’єм піни необхідний для глушіння свердловини рівний її повному об’єму з врахуванням 10 % втрат:

.

Об’єм рідини необхідний для приготування піни визначаємо з співвідношення:

,

де - об’ємний газовміст потоку. Тоді:

.

Об’єм сульфанолу для утворення стабільної піни:

.

Об’єм газу:

.

Піну отримуємо внаслідок подачі рідини та газу через ежектор в свердловину згідно схеми глушіння (рис.6.1).

Рис.6.1.Схема глушіння свердловини

2.4.2.Методика та розрахунок гідрокислотного розриву пласта (ГКРП) для умов свердловини № 62 Кружилівського ГКР (газоконденсатного родовища)

В даному розділі по мірі викладення методики проводиться