Технология и расчеты. 2 техникотехнологический раздел
 Скачать 2.08 Mb.
|
 – добывающая скважина;  – нагнетательная скважина.Рисунок 2.19 – Схема участка воздействия нагнетательной скважины №1639 [12] Обвязка наземного оборудования на нагнетательных и приемных линиях должна быть герметичной, обеспечивать непрерывность процесса и возможность измерения расхода жидкости и давления. Вся обвязка после монтажа на скважине должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое давление. 2.8 Выводы и рекомендации по дальнейшему использованию колтюбинговых технологий при выполнении кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Большинство месторождений РФ разрабатывается с поддержанием пластового давления. Это означает, что в системе разработки применяются добывающие и нагнетательные скважины. Через нагнетательные скважины закачивается чаще всего сточная вода – смесь попутно добываемой воды (подтоварной) и воды с поверхностных источников (обычно пресной). Такое смешение приводит к смещению равновесия и выпадению осадков. Вообще, как техническое состояние систем ППД, так и качество воды, применяемой при закачках, являются огромной проблемой, стоящей на сегодняшний день перед промышленниками. В воде присутствуют механические примеси, нефтепродукты, соли, выпадающие в осадки, а также содержится очень много ионов трехвалентного железа из-за коррозии нефтепромыслового оборудования, в первую очередь насосно-компрессорных труб (НКТ). Эта вода, попадая в пласт, загрязняет призабойную зону скважины (ПЗС) и со временем закупоривает пласт, что приводит к снижению его нефтеизвлечения. [13] Самая распространенная технология очистки ПЗП нагнетательных скважин – кислотная обработка. Снизить затраты на проведение работ можно с помощью передовой, получившей широкое применение на западе технологии КО с использованием непрерывных гибких труб ГТ – колтюбинговых установок. Экономическая целесообразность применения ГТ проверена временем. Применение колтюбинговых технологий имеет ряд преимуществ: • сокращается время на проведение работ; • за одну СПО возможно проведение неограниченного количества ОПЗ; • возможно проведение КРС на депрессии; • не производится глушение скважин; • не производится подъем труб НКТ, так как ГТ спускают в трубу НКТ; • минимальное количество аварий; • экологическая безопасность; • высокая культура производства, качество ремонта; • минимальное количество персонала; С помощью применения гибкой трубы возможно проведение КО на нагнетательных скважинах и тем самым удешевление процесса. Но всё же необходимо учитывать стоимость технологии кислотной обработки, проводимой силами бригад КРС (на сегодня это чаще всего более одного миллиона рублей), в которую входит использование специальной техники и оплата рабочего времени бригады КРС. Также нельзя забывать и об опасности проводимых работ. 3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Расчет технологических параметров выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий в условиях нагнетательных скважин Илькинского месторождения Проектирование кислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Произведем расчет глинокислотной обработки с применением колтюбинговых технологий для скважины № 1639 Илькинского месторождения. Определим необходимое количество реагентов и составим план обработки призабойной зоны глинокислотой для следующих условий (таблица 3.1). Таблица 3.1 – Исходные данные по скважине № 1639 Илькинского месторождения
Норма расхода кислотного раствора vp составляет 1 м3 на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора соляной кислоты (VHCL): [15]  , (3.1.1)где  – норма расхода кислотного раствора, м3; – обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м. .Объем товарной кислоты (в м3):  , (3.1.2)где  – соответственно объемные доли (концентрации) раствора соляной кислоты и товарной кислоты, %. Для проведения СКО используем соляную кислоту 13,5 %-ной концентрации при объемной доле товарной кислоты 27,5 %.  .В качестве химических реагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого  рассчитывают по формуле (кг): , (3.1.3)где 21,3 – масса хлористого бария (кг), необходимого для нейтрализации 10 кг серной кислоты;  – объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;а – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а ≈ 0,4 %); 0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции её с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.  .В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:  , (3.1.4)где bук – норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты (для замедления кислотного раствора bук = 3 %);  – объемная доля товарной кислоты (80 %). .В качестве ингибитора коррозии выбираем реагент В-2, объем которого определим по формуле:  , (3.1.5)где bи – норма добавки ингибитора (для реагента В-2 bи = 0,2 %);  – объемная доля товарного ингибитора (100 %). .Объем интенсификатора (используется Марвелан) определим по формуле:  , (3.1.6)где bин – норма добавки интенсификатора (для Марвелана 0,3 %).  .При плотности хлористого бария 4000 кг/м3 его объем определяем по формуле:  , (3.1.7) .Объем воды для приготовления кислотного раствора:  , (3.1.8) .Приготовление кислотного раствора. Наливаем в мерник 2,39 м3 воды, добавляем к воде 0,0056 м3 ингибитора В-2; 0,105 м3 уксусной кислоты, 1,29 м3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешиваем. Затем добавляем в раствор 0,0026 кг хлористого бария, хорошо перемешиваем раствор, через 5 минут после этого добавляем 0,0084 м3 интенсификатора Марвелан, раствор снова перемешиваем и оставляем его на 2-3 ч до полного осветления, после чего перекачиваем раствор в цистерну Азинмаш-30А и другие емкости. Норма расхода раствора глинокислоты vp составляет 0,3 м3 на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора глинокислоты (VГК):  , .Глинокислота содержит 4 % HF и 10 % HCL, тогда объем HF составит:  , (3.1.9) .Объем соляной кислоты составит:  , (3.1.10) .Объем товарной соляной кислоты составит:  .В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:  .В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого определим по формуле:  .Количество интенсификатора (принимаем Марвелан) определяем по формуле:  .Объем хлористого бария, количество которого определяется по формуле:   .Объем воды для приготовления кислотного раствора: Vв=Vгк-Vк-  (3.1.11)Vв = 0,84-0,39-(0,032+0,0017+0,0025+0,00079)=0,41м3. Порядок приготовления раствора глинокислоты: в емкость заливается вода, но не в полном расчетном объеме, а на 100-200 л на каждый 1 м3 меньше. Затем заливается полный расчетный объем товарной соляной кислоты и все добавки. Только после этого заливается расчётный объем плавиковой кислоты и доливается оставшаяся часть расчетного объема воды строго до отметки общего запланированного объема кислотного раствора. При закачке кислота заполняет выкидную линию внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 100 м от насосного агрегата:  (3.1.12)промывочные трубы внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 1145 м:  (3.1.13)Объем промывки скважины составит:  (3.1.14)Результаты расчётов по рекомендованным скважинам Илькинского месторождения приведены в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Результаты расчета технологического процесса проведения ГКО на скважинах Илькинского месторождения
Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке агрегатом на 3 скорости в скважину жидкости с расходом q=4,76 л/с.  , (3.1.15)где Рзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа; Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, Мпа; Рт – потери давление на трение, МПа. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||