(6)
где рхб - плотность раствора хлористого бария, кг/мЗ (рхб 4000 кг/м3).
В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которой рассчитывают по формуле
(7)
где bук - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты (bук = 3 %); сук — объемная доля товарной уксусной кислоты (сук = 80 %) .
Объем ингибитора
(8)
где bи - норма добавки ингибитора, %. Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то bи = 0,2 %; си - объемная доля товарного ингибитора, % (си = 100 %).
Объем интенсификатора
(9)
где bин - норма добавки интенсификатора, %.
Если в качестве интенсификатора используют Марвелан-К, то bин = 0,3 %.
Объем воды для приготовления кислотного раствора
(10)
Порядок приготовления кислотного раствора следующий: наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора Vик‚ уксусной кислоты Vук, а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Затем добавляют хлористый барий Vхб и интенсификатор Vин. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления.
Задача1. Рассчитать необходимое количество реагентов для приготовления кислотного раствора при обработке карбонатного продуктивного горизонта, вскрытая толщина которого h = 11,5 м. Техническая соляная кислота имеет концентрацию 27,5 %, температура приготовления кислоты 15 °С. Плотность соляной кислоты при 25 °С составляет рк25 = 1134 кг/м3. Кислотный раствор должен иметь концентрацию 13,5 %.
Решение. Рассчитываем по (1) объем кислотного раствора
В соответствии с условиями задачи хк = 27, 5 %, хp = 13,5 %. По формуле (2) вычисляем объем товарнок кислоты
Рассчитываем плотность кислоты при t: = 15 °С:При данной температуре объем товарной кислотыРассчитываем количество хлористого бария по (5) : или его объёмПо формуле (7) рассчитываем объем уксусной кислоты Vук = 3∙12,65/80= 4,74∙10-1 м3.Затем по формулам (8) и (9) рассчитываем соответственно объем ингибитора и интенсификатора:Наконец, по формуле (10) рассчитываем объем воды Vв = 12,65-5,82-(0,0119 +0,474 +0,0253 + 0,03795) = 6,28 м3. Расчет давления и времени закачки кислотного раствора для известного агрегата ведется по известным формуламПроектирование процесса гидравлического разрыва пластаПроектирование процесса гидравлического разрыва пласта представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей: расчет основных характеристик процесса и выбор необходимой техники для его осуществления; определение вида трещины и расчет ее размеров. Для расчета забойного давления разрыва пласта рзаб p при использовании нефильтрующейся жидкости можно воспользоваться следующей формулой (при закачке 1 м3 жидкости разрыва) : (13)где ргг - горизонтальная составляющая горного давления, МПа: (14)v - коэффициент Пуассона горных пород (v = 0,2-0,3); ргв - вертикальная составляющая горного давления, МПа: (15)рп - плотность горных пород над продуктивным горизонтом
, кг/м3 (рп = 2600 кг/мз); Е - модуль упругости пород (Е = (1-2)104 МПа) ;
Q - темп закачки жидкости разрыва, м3 /с (в соответствии с характеристикой насосного агрегата); μжр - вязкость жидкости разрыва, Па∙с.
Для приближенной оценки забойного давления разрыва пласта при использовании фильтрующейся жидкости можно использовать формулу
(16)
гдв К - коэффициент, принимаемый равным (1,5 - 1,8) МПа/м.
При закачке жидкости-песконосителя давление на устье скважины
(17)
где ржп - плотность жидкости-песконосителя, кг/мз:
(18)
Где р'жп - плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, кг/мз; рп - плотность песка, кг/м3 (рп = 2500 кг/мз); βп - объемная концентрация песка в смеси
(19)
Сп - концентрация песка в 1 м3 жидкосги, кг/м3 (Сп = 250-300 кг/мз).
Потери давления на трение жидкости-песконосителя:
(20)
где λ - коэффициент гидравлических сопротивлений:
(21)
(22)
Q - темп закачки, мз/с; μжп - вязкость жидкости с песком, Па∙с;
(23)
μ'жп - вязкость жидкости, используемом в качестве песконосителя, Па∙с.
Если Rе > 200, то потери давления на трение по (16) увеличивают в 1,52 раза:
(24)
Необходимое число насосных агрегатов
(25)
где рр - рабочее давление агрегата;
Qр - подача агрегата при данном рр; Kтс- коэффициент технического состояния агрегата (Kтс = 0,5 - 0,8)Необходимый объем продавочной жидкости (при закачке в НКТ) (26)Минимальный темп закачки жидкости разрыва определяется по формулам: для горизонтальном трещины (27)для вертикальной трещины (28)де Rт - радиус горизонтальной трещины, м; ω0- ширина (раскрытость) трещины на стенке скважины, м; μжр - вязкость жидкости разрыва, Па∙с; h - толщина пласта, м. В случае проведения разрыва пласта нефипьтрующейся жидкостью можно Принять фактический темп закачки жидкости Qравным Qmin.При проведении разрыва фильтрующейся жидкостью фактический темп закачки жидкости Q > Qmin.Количество пескаQп на один гидравлический разрыв пласта принимается равным 8-10 т. При концентрации песка в 1 м3 жидкости Сп объем жидкости (29)
Задача 1. Рассчитать основные характеристики гидроразрыва пласта в добывающей скважине глубиной Lс = 2270 м. Вскрытая толщина пласта h = 10 м. Разрыв провести по НКТ с пакером, внутренний диаметр НКТ dвн = 0.0759 м. В качестве жидкости разрыва и песконосителя используется нефильтрующаяся амбарная нефть плотностью р'ж = 945 кг/м3 и вязкостью μж = 0,285 Па∙с. Предполагается закачать в скважину Qп = 4,5 т песка диаметром зерен 1 мм. Принимаем темп закачки Q = 0,010 м3/с. Используем агрегат 4АН-700. Решение. Рассчитываем по (15) вертикальную составляющую горного давленияПринимая v=0,3, по формуле (14) рассчитываем горизонтальную составляющую горного давленияВ данных условиях предположительно образуются вертикальныe или наклонные трещины. По формуле (13) рассчитываем забойное давление разрыва = 2∙10-5 ;Рассчитываем по (19) βп (принимая Сп = 275 кг/м3):Плотность жидкости-песконосителя рассчитываем по (18):Рассчитываем по (23) вязкость жидкости с пескомЧисло Рейнольдса Re = 4∙0,010∙1100/ (3,14∙0.0759∙0,392) = 471.Коэффициент гидравлического сопротивления λ = 64/471 = 0,136. Потери на трение рассчитываем по (20): Учитывая, что Re = 471 > 200. потери на трение составят: ртр = 1,52- 11=16,72 МПа. Давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителяПри работе агрегата 4АН-700 на 4 скорости p