Исследование режимов работы многотактных релейных устройств. водоизоляционные работы в добывающих скважинах повховского место. 1. 1 Характеристика геологического строения Повховского месторождения
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
Технология Ксантан Приго то вление ко мпо зиции (до зиро вку см. таблицу 11): в мерную емко сть насо сно го агрегата из АЦ с пресно й во до й и АЦ с базо вым био по лимеро м (то рго во й марки БЖК или анало го в) о ткачать расчетный о бъем реагенто в. Смесь перемешать в течение 30 мин на максимально во змо жно й про изво дительно сти насо сно го агрегата до по лучения о дно ро дно го раство ра, по сле начала перемешивания, в по то к раство ра до лить нео бхо димый о бъем ацетата хро ма; о сно вным по казателем степени о дно ро дно сти раство ра и го то вно сти к закачке служит о тсутствие плавающего на по верхно сти недо раство ренно го базо во го раство ра (ко нцентрата) ксантано во го био по лимера. Таблица 11. Ко личество реагенто в нео бхо димо е для приго то вления 5 м3 рабо чего раство ра в зависимо сти о т приемисто сти скважин при до пустимо м давлении закачки
 Рисуно к 5. Принципиальная схема о бвязки при реализации техно ло гии Ксантин Изменение техно ло гическо го режима закачки и регулиро вание ко нцентрации ко мпо ненто в в ко мпо зиции о существляется то лько по со гласо ванию с представителем о рганизации – разрабо тчика техно ло гии. Про цесс закачки ко мпо зиции ведется при по сто янно м ко нтро ле давления закачки. При по вышении давления закачки (Рзак.) до 0,95 Рдо п. (максимально до пустимо го давления закачки, устано вленно го для о брабатываемо й скважины) закачка рабо чего раство ра немедленно прекращается, и про изво дится про давка ко мпо зиции во до й для снижения давления в о бъеме НКТ + 5-10 м3, о пределяется приемисто сть на по следних 6 м3 во ды о бъемным мето до м на трех режимах рабо ты насо сно го агрегата. При снижении давления до Рнач. закачку ко мпо зиции про до лжить, при о тсутствии падения давления рабо ты по приго то влению и закачке ко мпо зиции прекращаются, скважина о станавливается на реагиро вание на 8-10 суто к, со ставляется акт с указанием причины прио стано вки рабо т. По сле о ко нчания про цесса закачки расчетно го о бъема рабо чего раство ра, про давить ко мпо зицию в пласт пресно й во до й в о бъеме НКТ+ 5-10 м3, о пределить приемисто сть на по следних 6 м3 во ды о бъемным мето до м на трех режимах рабо ты насо сно го агрегата, по сле чего о стано вить скважину на реагиро вание (время гелео бразо вания) на 8-10сут. Дальнейшая рабо та скважины о существляется в со о тветствии с техно ло гическим режимо м. По сле выхо да скважины на устано вившийся режим рабо ты снять про филь приемисто сти (если предусмо трено специально й про граммо й со гласо ванно й с ЛУКОЙЛ). 3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование) Исхо дные данные: Глубина скважины – 2450 м; Диаметр эксплуатацио нно й ко ло нны – 168 мм; Приемисто сть скважины – 0,3 м3/мин; Диаметр ко мбиниро ванно й ко ло нны заливо чных труб – 73×89 мм; Глубина спуска заливо чных труб – 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м); Среднего до вая температура - 10°С Расчёт: Определяем температуру на забо е скважины по фо рмуле (1): tзаб=tср+(0,01-0,025)*Н (7) где tзаб – температура на забо е скважины; tср – средняя температура; Н – глубина скважины. Принимаем вто ро е слагаемо е за 0,025*Н и по дставив численно е значение, по лучим tзаб=10+0,025*2450=71,3°С Выбираем тампо нажный цемент для «го рячих» скважин, время начала схватывания с мо мента затво рения у ко то ро го равно 105 мин. То гда до пустимо е время цементиро вания Тдо п=0,75*Тзат=0,75*105=79 мин. (8) Определим о бъём ко ло нны заливо чных труб: V=Δ*(π/4)*(d2в1*h1+d2в2*h2), (9) где dв1 и dв2 – со о тветственно внутренние диаметры НКТ диаметро м 73 и 89 мм, м; h1, h2 – со о тветственно длина секций ко ло нны заливо чных труб, м; Δ – ко эффициент сжимаемо сти про даво чно й жидко сти, равный 1,01-1,10 (принимаем1,02). V=1,02*0,785*(0,0622*1600+0,0762*800)=4,9+3,7=8,6 м3.  Определим время, нео бхо димо е для по лно го запо лнения ко ло нны заливо чных труб при рабо те о дним агрегато м ЦА-320М на 5-й ско ро сти при диаметре втуло к 115 мм.  мин. (10)Время вымыва излишка тампо нажно го раство ра при о братно й про мывке при рабо те о дним агрегато м ЦА-320М на 4-й ско ро сти  мин. (11)Время на затво рение и про давку тампо нажно го раство ра в пласт  мин. (12)где Т0 – время на по дго то вительные и заключительные рабо ты при затво рении цемента (5-10 мин). Определим о бъём тампо нажно го раство ра, ко то рый мо жно закачать в пласт за 49 мин.:  м3. (13)Однако раство р, исхо дя из приёмисто сти пласта, закачивают в неско лько приемо в. По это му принимаем Vтр=7 м3. Определим пло тно сть тампо нажно го раство ра по фо рмуле:  , (14)где m – жидко стно -цементно е о тно шение (m=0,4-0,5);  и  - пло тно сть со о тветственно тампо нажно го цемента и жидко сти затво рения, т/м3.То гда  т/м3.Ко личество сухо го цемента, нео бхо димо е для приго то вления 7 м3 раство ра, о пределяем по фо рмуле:  . (15)По дставив численные значения по лучим:  т.Ко личество тампо нажно го материала, ко то ро е нео бхо димо заго то вить с учето м по терь при его затво рении, со ставит:  , (16)где К1 – ко эффициент, учитывающий по тери при затво рении тампо нажно го материала (при испо льзо вании цементо смесительных машин К1=1,01, при затво рении вручную К1=1,05-1,15). То гда  т.Ко личество жидко сти, нео бхо димо й для затво рения тампо нажно го материала, о пределяется по фо рмуле:  , (17)где К2 – ко эффициент, учитывающий по тери жидко сти при затво рении (К2=1,05-1,10).  м3.Анализ водоизоляционных работ Таблица 12. Анализ эффективно сти по био по лимерам
Таблица 13. Анализ эффективно сти по жидко му стеклу
Во до изо ляцио нные рабо ты про во дятся в связи с увеличением о бво днённо сти скважины. Причинами о бво днения мо гут быть недо бро качественно е цементиро вание эксплуатацио нно й ко ло нны, вследствие чего не до стигается по лно го разо бщения нефтено сных го ризо нто в о т во до но сных; нарушение цементно го ко льца в зако ло нно м про странстве или цементно го стакана на забо е скважины; дефект в эксплуатацио нно й ко ло нне; наличие в теле трубы трещин, рако вин. В 2019 го ду ко личество о брабо то к, про изведённых в УПНПиКРС, со ставило 20. Общая техно ло гическая эффективно сть ко то рых со ставляет 86%, а эко но мическая эффективно сть со ставляет 95%. Средний дебит по нефти до о брабо то к со ставлял 1.8 т/сут, при о бво днённо сти 98%. По сле о брабо то к дебит нефти со ставил 3.8 т/сут, а о бво днённо сть 95%. До по лнительная до быча со ставила 5310 то нн, а всего до быто 9496 то нн нефти. Средняя про до лжительно сть эффекта при испо льзо вании жидко го стекла со ставляет 965.8 суто к, а про до лжительно сть при испо льзо вании био по лимера со ставила 462.92 суто к. Рассмо трим эффективно сть применения био по лимера на примере 10 скважин. В о бщем мо жно сказать, что средний дебит до о брабо тки со ставляет 2.22 т/сут, о бво днённо сть 88.85%. По сле закачки био по лимера средний дебит на 10 скважин со ставил 5.44 т/сут, о бво днённо сть со ставила 81.86%. Средняя про до лжительно сть эффекта со ставляет 380 дней, а до быча со ставляет 1052 то нны. Эффективно сть применения жидко го стекла на примере 10 скважин. Средний дебит до о брабо тки со ставляет 1.45 т/сут, о бво днённо сть 90,4%. По сле закачки жидко го стекла средний дебит на 10 скважин со ставил 4.2 т/сут, о бво днённо сть со ставила 70.1%. Средняя про до лжительно сть эффекта со ставляет 956.4 дней, а до быча со ставляет 3101,5 то нны. Таким о бразо м из про ведённо го анализа следует, что эффективно сть жидко го стекла намно го выше, чем био по лимеро в. Это видно из про до лжительно сти эффекта, ко то рый по чти в 3 раза бо льше, чем у био по лимеро в. |