курсовая СКО[1]. 1. 1 Геологическое строение продуктивных горизонтов

• Название: 1. 1 Геологическое строение продуктивных горизонтов
• Дата: 26.09.2022
• Размер: 430 Kb.
• Имя файла: курсовая СКО[1].doc
• Тип: Документы; #698752
• страница: 4 из 5

Дозировка рекомендуемых ПАВ

Таблица 2.5.1

Название	Рекомендуемые дозировки				Примечания
	Для первой половины кислотного раствора		Для второй половины кислотного раствора
	%	Кг/м3	%	Кг/м3
Катапин-А	0,3	3	0,1	1	Ингибитор не нужен
Катамин-А	0,3	3	0,1	1	Ингибитор не нужен
Карбозо- лин-О	0,5	5	0,1	1
Марвелан- -К(О)	0,5	5	0,1	1	Желательна добавка ингибитора
Са – Дс	0,3	3	0,1	1	Обязательна добавка ингибитора
УФЭв	0,3	3	0,1	1	Желательна добавка ингибитора
ОП – 10	0,3	3	0,1	1	Обязательна добавка ингибитора

Реагент ОП – 10, как реагент – ингибитор использоваться не может, поэтому применяют как ПАВ, для увеличения фазовой проницаемости для нефти, должно сопровождаться дополнительным ингибитором коррозии.

Анионактивное Са – Дс способствует наиболее сильному понижению поверхностного натяжения на границе нефть – раствор отработанной кислоты. Этот реагент, синтезированный для применения кислотных обработок.

Во многих случаях применения метода солянокислотной обработки скважин в целях повышения эффективности этого процесса возникает необходимость в возможно большей степени задержать израсходование химической активности раствора соляной кислоты на реагирование с породой приствольной части пласта и тем самым обеспечить проникновение раствора с достаточно высокой активностью в пределы более удаленной от ствола скважины части призабойной зоны и пласта. Это сдерживание израсходования активности кислоты в начальный период обработки – продвижения ее по пласту – достигается различными путями:

- повышения давления значительно снижает скорость взаимодействия кислоты с породой пласта и является важным способом сокращения израсходования активности кислоты;

- дальнейшее повышение давления способствует сохранению активности кислоты за счет прямого влияния давления на скорость реакции, а вследствие увеличения линейной скорости продвижения кислоты по пласту, т. е. уменьшения времени контактирования кислоты с реагирующей поверхностью породы пласта на каждом элементе пути продвижения кислоты;

- путем изменения физической структуры кислотного раствора в частности путем закачки его в пласт в форме нефтекислотной эмульсии типа «вода в масле»;

- понижение температуры реагирующих масс – кислоты и породы или только кислоты – в большей мере замедляют реакцию;

- при добавлении к раствору соляной кислоты определенного количества уксусной кислоты; добавлением 5 %-ной уксусной кислоты увеличивают время нейтрализации породой кислоты на 75 % ее начальной общей кислотности в 7,5 – 8 раз по сравнению с чистой кислотой.
2.7 Результаты проведения ОПЗ пласта
В 2004 году солянокислотная обработка проводилась на 2 нагнетательных скважинах. Суммарная среднесуточная закачка воды до обработки составляла 53 м³/сут, после – 109 м³/сут. Перевод дополнительной закачки воды за отчетный период на нефть составил 444,8 тонн.

Результаты проведения ОПЗ эксплуатационных скважин закачкой соляной кислоты следующие. СКО проводилась на 9 скважинах. Успешность составила 100%. Суммарный среднесуточный дебит нефти до обработки составлял 9 т/сут, после составил 20,5 т/сут, а на 1.01.2005 год – 22,4 т/сут. Дополнительная добыча нефти в отчетном году составила 1226 тонн/год.

3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
3.1 Расчет потребного количества химических реагентов
Использовался 12% раствор НСl из расчета 1м³ на 1м толщи пласта;

- кислота техническая I сорта;

- плотность соляной кислоты ρ = 1060кг/м³;

h = 7,8м.

Необходимый объем кислотного раствора находим по формуле:
Wр = v_Р * h, (1)
где h – обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта.
Wр = 1 * 7,8 = 7,8м³.
Объем товарной кислоты находим по формуле при х_Р = 12%, х_К = 31%, где х_Р и х_К – объемные доли кислотного раствора и соляной кислоты.
Wк = Wр * х_Р (5,09 х_Р + 999)/[ х_К (5,09 х_К + 999)] (2)

W_K = 7,8 * 12 (5,09 * 12 + 999)/[31(5,09 * 31 + 999)] = 3м³.
Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрации изменились, то объем товарной кислоты рассчитывается по формуле:
Wк = Wр * 5,09х_Р (5,09 х_Р + 999)/[ρ_К (5,09 ρ_К + 999)];
где ρ_К – плотность товарной кислоты при 15С.

Расчитываем плотность кислоты при t = 15С, воспользовавшись формулой:

ρ_К = ρt +(2,67*10ˉ³ρt –2,52)*(t-15); (3)
ρ_К = 1060*(2,67*10ˉ³*1060–2,52)*(18-15) = 1077 кг/м³.
При данной температуре объем товарной кислоты:
Wк = 7,8 * 5,09 * 12 (5,09 * 12 + 999)/ [1077 (1077 - 999)] = 6м³.
В качестве замедлителя реакции и стабилизатора соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определяем по формуле:
Wук = в_УК * Wр/Сук ; (4)

где в_УК – норма добавки 100% уксусной кислоты, в_ук = 3%;

Сук – объемная доля товарной уксусной кислоты; Сук = 80%.
Wук = 3 * 7,8/80 = 0,292 м³.
Выбран реагент В-2, объем которого:
Wн = в_Н Wр/Сн, (5)
где в_Н – выбранная объемная доля товарного продукта.
Wн = 0,2 * 7,8/100 = 0,015м³.
Количество интенсификатора:
Wинт = в инт * Wр/100, (6)
где в инт – норма давления интенсификатора, принятая равной 0,3%.
Wинт = 0,3 * 7,8/100 = 0,023м³.
При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4% серной кислоты. Её нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которой определяется по формуле:
Собх = 21,3 * Wр (а хр/хн – 0,02), (7)
где 21,3 – масса хлористого бария (кг) необходимого для нейтрализации серной кислоты,

а хр/хн – объемная доля серной кислоты,

0,02 – допускаемая доля серной кислоты, когда при реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадах.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³, его объем определяют:
Wхб = Сохб/4000; (8)
Wхб= 21,3 * 7,8(0,4 * 12/31 – 0,02)/1000 = 0,0056м³.

Объем воды:
Wв = Wр – Wк – Σ Wмак (9)

Wв= 7,8 – 3 – 0,015 – 0,292 –0,023 – 0,0056 = 4,5 м³
3.2 Расчет промывки скважины
Исходные данные:

Н=1775м – глубина скважины;

D=168мм – диаметр эксплуатационной колонны;

d=73мм – диаметр промывочных труб;

Промывка ведется насосной установкой УН1Т-100 х 200.
1.Определяем потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром d = 0,073 м по формуле:

(10)

где λ – коэффициент трения при движении воды в трубах (для трубы диаметром 0,073м λ = 0,035);

d_в - внутренний диаметр промывочных труб (d_в = 0,062м);

υ_н– скорость исходящего потока жидкости, м/с.

Скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса находятся путем интерполирования по табл.3.2.1

На I - (0,0038 м³/с), скорость υ_н1 = 1,26 м/с

На II - (0,0056м³/с), скорость υ_н2 = 1,85 м/с

На III - (0,0084м³/с), скорость υ_н3 = 2,78 м/с

На IV - (0,0129м³/с), скорость υ_н4 = 4,27 м

Скорость нисходящего потока потока жидкости в промывочных трубах

Таблица 3.2.1

Расход жидкости, м³/с	Диаметр трубы d = 0,073м Скорость потока υ, м/с
0,001	0,33
0,002	0,66
0,003	0,99
0,004	1,32
0,005	1,66
0,006	1,99
0,007	2,32
0,008	2,65
0,009	2,98
0,010	3,31
0,012	3,97
0,015	4,97

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (10) находим потери давления на гидравлические сопротивления h₁ при работе установки:
, на I скорости
, на II скорости
, на III скорости
, на IV скорости.

2.Определяем потери напора на гидравлические сопротивления движения жидкости в затрубном пространстве:

(11)
где φ-коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости,величина его колеблется от 1,1 до 1,2, принимаем 1,2; λ – коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве определяется по разности диаметров 0,168м (D_в = 0,15м) и 0,073м (d_н = 0,073м) труб: 0,15 – 0,073 = 0,077м, что почти соответствует внутреннему диаметру 0,089м труб, для которых λ=0,034;

d_н – наружный диаметр промывочных труб;

υ_в – скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с, определим путем интерполирования по табл.3.2.2.

Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100х200, равных соответственно 0,0038, 0,0056, 0,0084 и 0,0129м³/с, по таблице 3.2.2 находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 0,073м промывочных труб спущенных в 0,168м колонну; они равны υ_в^׳ = 0,28; υ_в^׳׳ = 0,41; υ_в^״׳ = 0,62; υ_в^״״ =0,96м/сек.[8]

Скорость движения жидкости в затрубном пространстве

Таблица 3.2.2

Расход жидкости q, м³/с	Скорость движения, м/с
0,001	0,07
0,002	0,15
0,003	0,22
0,004	0,30
0,005	0,37
0,006	0,44
0,007	0,52
0,008	0,60
0,009	0,66
0,010	0,74
0,015	1,11

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (11), получим потери напора h₂ при движении жидкости в затрубном пространстве.
, на I скорости
, на II скорости
, на III скорости
, на IV скорости.

3. Определяем потери на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по данным таблицы 3.2.3 путем интерполирования.

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Таблица 3.2.3

Расход воды, м3/сек	Потери напора, м
1	2
0,003	4
0,004	8
0,005	12
0,006	17
0,007	19
0,008	22
0,009	36
0,010	50
0,012	104
0,015	186

Потери напора, возникающие в шланге h₃ и вертлюге h₄ составляют в сумме при работе:
h₃+h₄ (12)

на I скорости (h₃+h₄)_I=7,2 м
на II скорости (h₃+h₄)_II = 15 м
на III скорости (h₃+h₄)_III= 31,8 м
на IV скорости (h₃+h₄)_IV= 128 м

4. Находим потери напора h₅ на гидравлические сопротивления в 0,073м нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50м. Тогда по формуле (10) находим потери напора:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости
5. Определяем давление на выкиде насоса в МПа:

(13)
где h₁+h₂+h₃+h₄+h₅ – сумма потерь, м;

ρ_ж – плотность жидкости, 1000 кг/м³.

Подставляя в формулу (13) полученные значения потерь будет иметь суммарные потери при работе насосной установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости
6.Определяем давление на забое скважины при работе установки:
(14)

Подставляя значения в формулу (14) получим:

на I скорости:

на II скорости:

на III скорости:

на IV скорости:
7.Определяем мощность, необходимую для промывки скважины, по формуле:

(15)
где Р_н - суммарные потери при разных скоростях,Па;

Q- подача агрегата, м³/сек;

η_а- общий КПД насоса, η_а=0,8.





Из приведенного расчета видно, что, так как насосная установка УН1Т-100 х 200 имеет полезную номинальную мощность 83кВт, то работа ее на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

Подставляя данные в формулу (16), определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:
(16)







Определим продолжительность промывки, необходимую для полного вымывания остатков кислоты и продуктов реакции из забоя. Для этого воспользуемся формулой:

(17)

υ_в - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с.







Обратная промывка водой

1. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 0,168м и 0,073м трубами по формуле:
(18)

на I скорости:

на II скорости:

на III скорости:

на IV скорости:
2. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в 0,073м трубах по формуле:
(19)
где υ_в – скорость восходящего потока, м/с.

Подставляя данные в формулу (19) получим значение h₂ при работе агрегата.

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости
3. Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствует h3 + h4 =0.

4. Определяем потери напора h5 на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке.

на I скорости h₅ = 2,28м,

на II скорости h₅ = 4,92м,

на III скорости h₅ = 11,11м,

на IV скорости h₄ = 26,23м.

5.Давление на выкиде насоса определяем по формуле (14) при работе:

на I скорости:

на II скорости:

на III скорости:

на IV скорости:

6.Давление на забое скважины вычислим по формуле (14):

на I скорости:

на II скорости:

на III скорости:

на IV скорости:

7. Определяем мощность, необходимую для промывки скважины, по формуле (15):

на I скорости:

на II скорости:

на III скорости:

на IV скорости:

Из приведенного расчета видно, что, так как насосная установка УН1Т-100 х 200 имеет полезную номинальную мощность 83кВт [9], то работа ее на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

8.Использование максимальной мощности промывочного агрегата определим по формуле (16):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

9. Определим продолжительность подъема остатков кислоты и продуктов реакции из забоя, воспользуясь формулой (17):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

По результатам прямой и обратной промывки скважины можем сказать: что, при прямой промывке нужно больше времени, чем при обратной промывке. Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), нетрудно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой. Выбираем обратную промывку.
3.3 Расчет технологической эффективности от проведения СКО
Суммарный дебит скважины до обработки составлял 9 т/сут. После того, как провелась обработка скважины соляной кислотой, дебит вырос до 22,4 т/сут. Технологический эффект продолжался 1 квартал до 1.01.2005 г. Следовательно, дополнительный прирост нефти можно вычислить по формуле:
∆Q = 365 · ∆q · k, (20)
∆q – суммарный прирост добычи нефти в сутки, т/сут;

k – коэффициент эксплуатации.
∆Q = 92 · (22,4 – 9) · 0,862 = 1226 т/год.
Таким образом, технологический эффект за счет проведения СКО на 1.01.2005 г. по 9 скважинам составил 1226 тонны нефти.