Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 10 )

Дебиты этих скважин, замеренные сразу же после обработки с целью оценки эффективности, таковы:

- скважина № 000 – 24 т/сут;

- скважина № 000 – 26,5 т/сут;

- скважина № 000 – 39 т/сут;

- скважина № 000 – 30,5 т/сут;

- скважина № 000 – 16 т/сут.

Учитывая всё вышесказанное все пять скважин рекомендуется для обработок растворителем и соляной кислотой.

3.4. Технический и технологический расчёт.

Определить необходимое количество реагентов и составить план обработки ПЗ растворителем Нефрас и соляной кислотой для следующих условий: скважина 3363; глубина скважины 2290 м; толщина пласта h= 12 м; пластовое давление Рпл. = 22,3 МПа; удельный объём на 1 м толщины пласта 1,5 м3.

Примем Vуд. = 1,5 м3/м.

Vраст. = h * Vуд. = 18 м

После этого составляется план обработки ПЗП в скважине № 000. Обычно для этого рассчитывается объём растворителя, закачиваемый соответственно без давления и под давлением.

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

Объём растворителя, закачиваемой без давления:

V1 = Vпт + Vнкт + Vскв. пзп, м3 (3.14)

где Vпт –объём выкидной линии (при диаметре dпт = 0,0503 м и длине l=100 м), м3;

Vнкт – объём колонны насосно-компрессорных труб (при диаметре

dнкт= 0,075 м и длине НКТ L= 2290 м), м3;

Vскв. пзп – объём скважины в интервале обрабатываемой зоны пласта, м3.

Vпт = 0,785* dпт2*l = 0,198 м3 (3.15),

Vнкт = 0,785* dнкт2*L = 10,111 м3 (3.16),

Vскв. пзп = 0,785*(2rс)2*h = 0,200 м3 (3.17),

2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 2280 м, разме-щают и обвязывают оборудование.

3. Закачивают растворитель в объёме выкидной линии, нососно-ко-мпрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта.

V1 = 10,509 м3.

4. Затем объём растворителя, закачивают под давлением, то есть закры-вают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают оста-льной растворитель

V11 = Vр - V1 = 7,491 м3. (3.18)

5. Для задавливания растворителя в пласт закачивают нефть (нагрузку Vпрод.) в объём выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола сква-жины от подошвы НКТ до кровли пласта

Vпрод = V1 = 10,509 м3. (3.19)

6. Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Время выдержки со-ставляет 24 часа.

После обработки растворителем Нефрас с целью растворения АСПО с поверхности пород продуктивного пласта проведём обработку солянокислотным раствором для разрушения твердых частиц мехпримесей и расширения пор коллектора.

Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый карбонатный пласт 15% - ным раствором соляной кислоты из расчёта 1,5 м3/м толщины пласта. Плотность кислоты при 25 0С 25 = 1134 кг/м3.

Необходимый объём раствора Wр = 18 м3.

Для определения объёма товарной кислоты обычно пользуются таблицами и пересчётными коэффициентами. Методику расчёта можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена её концентрацией. При известной объёмной доле кислоты её Wк определяем по формуле

Wk = Wp*xp * (5,09 * xp + 999)/ [xk * (5,09 * xk + 999)] (3.20)

где xk, xp объёмные доли товарной кислоты, кислотного раствора со-ответственно, %.

При объёмной доле товарной кислоты 27,5% найдём её объём

Wk= 9,206 м3.

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объём товарной кислоты рассчитывается по формуле

Wk = Wp * 5,09 xp *(5,09 * xp + 999)/[к(к-999)] (3.21)

где к – плотность товарной кислоты при 15 0С.

Плотность товарной кислоты при 15 0С определяется по формуле

15 = t +(2,67 * 10-3 * t – 2,52)*(t-15),

где t, 15 – плотности кислотного раствора при температурах t и 15 0С соответственно, кг/м3.

Находим плотность кислоты при 15 0С по формуле

15 = 1139 кг/м3.

Объём товарной кислоты

Wk= 9,206 м3.

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле

Wук = bук * Wp/сук = 0,675 м3 (3.22)

где bук – норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, bук = 3%;

сук – объёмная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%.

В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объём которого

Wи = bи *Wp/cи = 0,036 м3 (3.23)

где bи – выбранная объёмная доля реагента в растворе, %;

cи - объёмная доля товарного продукта (ингибитора).

Количество интесификатора (принимаем Марвелан - К (О)):

Wинт. = bинт.*Wp/100 = 0,054 м3 (3.24)

где bинт - норма добавки интесификатора, принятая равной 0,3%.

Объём воды для приготовления кислотного раствора

Wв = Wp – Wк - Wpеаг. = 8,029 м3 (3.25).

Порядок проведения кислотного раствора.

Наливают в мерник 8,029 м3 воды, добовляют к воде 0,036 м3 ингибитора В-2; 9,206 м3 товарной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Зна-чение соответствующей плотности р можно найти в справочных материалах или расчитать по формуле:

Wк = Wp*р*(р – 99)/[к*(к – 999)]. (3.26)

Для условий задачи:

р = 999/2 + кг/м3. (3.27)

Для определения р плотность товарного растворителя нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора.

Из опыта применения удельный объём закачки солянокислотного раствора состаляет Vуд. = 0,5-1,5 м3/м.

Примем Vуд.=1,5 м3/м.

1. Объём закачиваемого реагента рассчитывается по формуле (3.13)

Vр = Vуд * h

Для скважины № 000 h = 12 м3.

Следовательно Vр = 18 м3.

2. Закачивают кислотный раствор в объёме выкидной линии, нано-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта

V1 = 10,509 м3.

3. Закрывают задвижку на затруюном пространстве и насосом агрегата за-качивают остальной кислотный раствор:

V11 = Vр – V1. = 7,491 м3.

4. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть (нагрузку Vпрод.) в объёме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта:

Vпрод = V1 = 10,509 м3.

5. Затем закрывают задвижку на выкидной линии Время выдержки со-ставляет 24 часа.

6. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, прои-зводится отработка скважины и очистка призабойной зоны пласта от продуктов реакции.

На первый взгляд кажется, что скважина должна самозапуститься. При открытии задвижки на выкидной линии жидкость начнёт поступать из пласта. Но через некоторое время, после частичной замены нефти в стволе скважины продуктами реакции, приток прекратится.

Для увеличения эффективности кислотного воздействия на породу желательно, чтобы активный растворитель и кислота проникали на большее расстояние от скважины. Радиус обработанной зоны увеличивается с ростом скорости закачки. Кроме того, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта растворителя и кислоты с оборудованием и уменьшает коррозию последнего.

Расчёт обработок растворителем и соляной кислотой для скважин

№ 5055, 1352, 1548, 497, 1776 проведён по анлогичной методике.

Необходимые данные для расчёта приведены в таблице. Результаты расчёта приведеы в таблицах 3.9 и 3.10

Таблица 3.9– Исходные данные для расчёта обработки растворителем и соляной кислотой призабойных зон пласта БС10

Наименование данного параметра	Номера скважин объекта БС10
2540	1100	2790	1110	1117
Норма расхода растворителя и кислотного раствора на один метр толщи и пласта, м3	1,43	2,33	1,70	1,10	1,03
Глубина скважины, м	2304,5	2348,3	2313,4	2306,0	2301,1
Диаметр НКТ, м	0,075	0,075	0,075	0,075	0,075
Диаметр выкидной линии, м	0,0503	0,0503	0,0503	0,0503	0,0503
Длина НКТ, м	2290	2339	2300	2290	2285
Длина выкидной линии, м	100	100	100	100	100

Таблица 3.10– Результаты расчёта обработкой растворителем и соляной кислотой ПЗП БС10

Наименование расчётных параметров	Номера скважин объекта БС10
2540	1100	2790	1110	1117
Объём кислотного растворителя и кислотного раствора, закачивае-мый без давления, м3	10,01	10,10	14,69	10,01	6,91
Объём колонны НКТ, м3	9,58	9,78	14,30	9,58	6,46
Объём выкидной линии, м3	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20
Объём скважины в интервале ПЗП, м3	0,23	0,12	0,19	0,23	0,25
Объём кислотного растворителя и соляной кислоты, закачиваемый под давлением, м3	10,01	6,65	4,35	5,17	8,54

3.5 Оценка технологического эффекта.