25348 (686810), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

В нашем расчете вскрытая толщина пласта 1295,6-1300 м (5 м), пористость равна 0,22.

V_п.ж = 3.14_* ²_* 5 _* 0.22 = 8,84 м³

Общий объем продавки равен:

V = V_инг. + V_п.ж + V_затр. ,

где V_затр. - объем затрубного пространства, который находится по формуле:

V_затр. = ((D_вн² - d_нар²)/4) _{* *} L,

где D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_нар - наружный диаметр НКТ, м;

L - глубина спуска НКТ, м.

V_затр = ((0,109² - 0,073²)/4) _*3,14 _* 1290 = 6,65 м³

В скважине № 235 эксплуатационная колонна с внутренним диаметром 109 мм и трубы НКТ ( d_нар = 73 мм) спущены на глубину 1290 м.

Итого:

V = 6,25 + 11,2 + 6,65 = 24,1 м³

Подберем и рассчитаем режим работы оборудования. Для нашей обработки выберем две автоцистерны АЦН - 11- 257 и агрегат Азинмаш - 30А. В соответствии с требованиями к обсадным (эксплуатационным) колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа. Таким образом надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, где давление на устье должно быть меньше разницы между допустимым гидростатическими давлениями:

Р_у < 25 - Р_гст ,

где Р_у - устьевое давление, МПа;

Р_гст - гидростатическое давление, МПа;

Р_гст = pg_*L_с,

где р - плотность воды, кг/м³;

L_с - глубина скважины, м.

Р_гст = 1000 _* 9,8 _* 1295 = 12,7 МПа

Отсюда

Р_у = 25 - 12,7 = 12,3 МПа

За основу расчета берем формулу Дюпю:

Q = К_{прод *} ( Р_пл - Р_заб ),

где К_прод - коэффициент продуктивности скважины,м³/сут _*МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_заб - забойное давление, МПа.

Условно примем коэффициент продуктивности равным коэффициенту приемистости, тогда соответственно дебит скважины равен объему закачки и формула запишется:

Q_зак = К_{пр *} ( Р_зак - Р_пл ),

где Q_зак - объем закачки, м³/сут;

К_пр - коэффициент приемистости, м³/сут _* МПа;

Р_зак - давление закачки, МПа.

Коэффициент продуктивности скважины №235 равен 26 м³/сут_*МПа.

Q_зак = 26 _* (25 - 11,6) = 348,4 м³/сут = 4,03 л/с

Пластовое давление равно 11,6 МПа.

Из расчета видно, что производительность должна быть не более 4,03 л/с. В табл. показана производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30 А.

Согласно таблице 4.1. [9], надо качать на II скорости с производительностью 2,24 л/с = 193,5 м³/сут. В этом случае устьевое давление будет вычислено по формулам:

Р_зак = ( Q_зак + К_{пр *} Р_пл )/К_пр ,

Р_у = Р_зак - Р_гст ,

Р_зак = (193,5 + 26 _* 11,6 )/26 = 19 МПа

Р_у = 19 - 12,7 = 6,3 МПа

Таблица 4.1 Производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30А

Скорости	Частота вращения коренного вала насоса, об/мин	Диаметр плунжера, мм
		100		120
		Производ., л/с	Давление,МПа	Производ., л/с	Давление,МПа
II	49.3	2.24	50	3.23	34.4
III	94.0	4.28	25.9	6.16	18.0
IV	143.0	6.5	17.1	9.36	11.8
V	215.0	9.78	11.3	14.08	1.9

Сравним с допустимым Р_у^доп равным 12,3 Мпа, Р_уу^доп., следовательно раствор допустимо качать на II скорости насосного агрегата.

Проверим, нельзя ли качать на III скорости. Производительность Q_III = 4,28 л/с = 369,8 м³/сут, отсюда:

Р_зак = (368,9 + 26 _* 11,6)/26 = 25,8 МПа,

Р_у = 25,8 - 12,7 = 13,1 > 12,3,

следовательно, не допустимо качать на III скорости.

Рассчитаем время задавки, которое состоит из нескольких частей:

1. время задавки для заполнения скважины ингибирующим раствором до закрытия задвижки:

2. t₁ = 6,25 _* 1000/2,24 = 2790,1 с

3. закачка ингибирующей жидкости в ПЗП с последующей продавкой:

t₂ = ( 6,65 –6.25 )/2,24 _* 1000+(6,25+11,2)/2,24*1000 = 7968,7 с

Общее время работы насосного агрегата по закачке реагентов:

Т = t₁ + t₂ =2790 + 7968,7 = 10758,8 с

После истечения этого времени все задвижки закрываются, скважина остается на 8 - 24 часов для более полной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах пласта, после чего скважина пускается в эксплуатацию. На скважине организуется контроль за выносом ингибитора, путем анализа периодически отбираемых проб жидкости в соответствии с РД-39-1- 237-79. Определим параметры процессы продавки ингибитора и период защиты оборудования от отложения солей с учетом оптимизации процесса, зная что V_р/h_эф = 0,8 м³/м и V_п/h_эф = 2,2 м³/м по лабораторным данным. Определим объем ингибирующего раствора V_р^’, затворяемого на пресной воде, и необходимо для закачки в пласт толщиной 5 м

V_р^’ = (Vр/h_эф)_уд* h_эф = 0,8 _* 5 = 4 м³,

где (V_р/h_эф)_уд– оптимальный удельный объем продавки раствора ингибитора.

Количество ингибитора m_инг, требуемого для приготовления 4 м³ ингибирующего раствора оптимальной концентрации С = 1,4 % (по справочным данным находим плотность ингибирующего раствора заданной концентрации, в данном случае p_инг = 1018 кг/м³):

m_инг = (V_p^’ _{* *} С)/100 = (4_*1018 _* 1,4)/100 = 57 кг,

Определим объем продавочной жидкости. Он складывается из объема жидкости продавливаемой в пласты V_п^’ и объема скважины с учетом находящегося в ней подземного оборудования V_п^". Объем жидкости:

V_п^’ = (V_п/h_эф)_{уд *} h_эф = 2,2 _* 5 = 11 м3,

где (V_п/h_эф)_уд – удельный оптимальный объем продавочной жидкости.

Значение V_п^" определим как:

V_п^" = (D²_вн – d²_нар)/4 _{* *} L = (0,109² – 0,073²)/4 _* 3,14 _*1290 = 6,65 м3,

где D_вн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

d_нар – наружний диаметр НКТ; L - глубина спуска НКТ.

Средний радиус проникновения продавочной жидкости составит:

Г_п = V_п^’/_*h_*m = 11/3,14 _* 5 _*0,22 = 1,8 м,

Величина радиуса закачки продавочной жидкости одновременно является внутренним радиусом кольцевой оторочки раствора ингибитора. Внешний радиус этой оторочки будет равен:

Г_и = (V^’_п + V^’_р)/_*m_*h = 2,1 м,

Продолжительность эффективной защиты оборудования от отложения гипса и время, через которое следует проводить следующую продавку раствора ингибитора отложения солей определим по уравнению:

t =51,44_*[(2,25 – 3,1_*10^-6_*Q_ж2)_*(2,29 – 1,14_*10^-3_*Q_в)]=51,44_*[(2,25 – 3,1_*10^-6_*50²) – (2,29 – 1,14_*10^-3_*25)] = 260 сут.

Таким образом, для проведения обработки скважины следует приготовить 4 м³ ингибирующего раствора, для чего необходимо использовать 57 кг ингибитора ИСБ-1.Для задавки этого раствора в пласт и заполнения скважины требуется 17,65 м³ продавочной жидкости. Предполагаемый срок эффективной защиты оборудования от отложения гипса равен 260 сут. Зная t подсчитаем расчетное количество ингибитора по формуле:

G = A _* d _* (Q _* t)/1000 = 2,0 _* 10 _* (25 _*260)/1000 = 130 кг,

где А – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий

неравномерность выноса его из ПЗ; А = 2,0

d - оптимальная дозировка ингибитора.

Отсюда видно,что внедрения оптимизации технологии продавки ингибитора исходя из структуры эмпирических зависимостей приводит к экономизации расхода ингибитора ИСБ-1 вместо 130 кг требуется 57 кг и достаточно для получения того же срока защиты оборудования от отложения гипса.

4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей. Определение периодичности обработок скважин реагентами. Проведение специальных исследовательских работ

Для установившихся условий эксплуатации добывающих скважин при контроле за появлением в них твердого осадка используются данные динамометрирования работы насосного оборудования в сочетании с другими показателями, например характеристиками вытеснения нефти на стадии обводнения добывающих скважин, динамикой их дебита, динамического уровня и др.

На основе многочисленных промысловых наблюдений и анализа работы нефтяных скважин со штанговыми скважинными насосами в условиях выпадения неорганических солей было выявлено, что при появлении осадка в зоне фильтра, а также насосном оборудовании наблюдаются определенные изменения промысловых динамограмм.

При эксплуатации скважин центробежными электронасосами (ЭЦН) проявление твердых осадков солей в скважине и насосном оборудовании можно фиксировать по снижению дебита скважины и резкому повышению динамического уровня. При отложении твердых осадков солей в центробежных насосах динамический уровень нередко повышается до устья скважины.

Таким образом, если наблюдать за показателями работы добывающих скважин в условиях солеобразования комплексно, можно фиксировать наличие солевых отложений уже на ранних стадиях их проявления.

5. Контроль за выносом ингибитора отложения солей из скважины

С целью прогнозирования выпадения осадков, установления периодичности обработок организован систематический контроль:

1. проведение полного анализа попутно-добываемой воды из скважин;

2. контроль за выносом ингибитора после продавки его в призабойную зону по РД 39-1-237-79.

В настоящее время ведется постоянное определение содержания ингибиторов отложения солей в попутно- добываемых водах. Определение производится калориметрическим способом в специализированной лаборатории ЦНИПР. В работах прошлых лет по определению выноса реагента из призабойной зоны выявлено, что около половины закаченного реагента выносится в первую очередь всего периода действия, особенно в течении 10-16 сут эксплуатации и что при последующих, увеличивается продолжительность действия реагентов. Отметим, что для прогнозирования выпадения осадков в лаборатории ТТНД успешно применяется методика по определению склонности добываемых вод к отложению сульфата и карбоната кальция Скилмана-Мак Дональда-Стиффа, которая позволяет обработать скважины ингибиторами до появления отложения солей. Одной из важнейших проблем лаборатории ТТНД по данной теме является снижение расхода дорогостоящих ингибиторов. Одним из направлений решений данного вопроса является использование ингибирующих композиции улучшенными адсорбционно- десорбционными характеристиками. Отличие состоит в приготовлении раствора, то есть кроме ингибиторов солеотложения в раствор добавляется определенное количество кремнефтористоводородной кислоты, которая в свою очередь перемешивается с 13 % соляной кислоты. Данный метод разработан в УГНТУ.

Список использованных источников

1. Антипин Ю.В., Кочинашвили С.Т., Сыртланов А.Ш. Изучение состава неорганических солей,отлагающихся в скважинах НГДУ " Чекмагушнефть ". Тр./Уфимск.нефт.ин-т. - Уфа: 1975, вып.30, с.170 - 174

2. Люшин С.Ф.,Глазков А.А., Галеева Г.В. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения //Сер. Нефтепромысловое дело. - М.:ВНИИОЭНГ, 1983.-100 с.

3. Лялина Л.Б., Исаев М.Г.Формирование состава попутно - добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений //Сер. Нефтепромысловое дело. - М.:ВНИИОЭНГ, 1983.- 48 с.

4. Емков А.А., Панов В.А., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании //Нефтяное хозяйство, 1980.- № 2.- 39-41 с.

5. Узбеков Р.Б., Кучумов Р.Я., Хайруллин Р.Ф. Методика определения склонности добываемых и сточных вод к отложению сульфата и карбоната кальция.- Уфа: 1982.- 47 с.

6. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. предотвращение отложений при добыче обводненной нефти.- Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987.- 168 с.

7. Сыртланов А.Ш. Методы борьбы с отложениями гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования: Авреф. дис… канд. техн. наук.- Уфа,1983

8. Кащавцев В.Е., Дытюк Л.Т., Злобин А.С. и др. Борьба с отложениями гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений //Сер. Нефтепромысловое дело.- М.:ВНИИОЭНГ, 1983.-64 с.

9. Панов В.А., Емков А.А., Позднышев Г.Н. и др. Ингибиторы отложения неорганических солей //Сер. Нефтепромысловое дело.- М.:ВНИИОЭНГ,1978.- 44 с.

10. РД 39-1-219-79. Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производства / С.Ф.Люшин, В.А. Рагулин, Г.В. Галеева.- Уфа:БашНИПИ нефть, 1979

11. РД 39-23-702-82. Руководство по технологии применения ингибиторов солеотложения на основе оксиэтилендифосфоновой кислоты и полиэтилендиаминметилфосфоновой кислоты для предотвращения отложения солей. / Н.С. Маринин, С.А.Инхайлов.- Тюмень, СибНИИНП, 1982

12. Кащавцев В.Е., Гантенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти.- М.: Недра, 1985.- 215 с.

Характеристики

Список файлов курсовой работы