Главная страница

Технология и расчеты. 2 техникотехнологический раздел


Скачать 2.08 Mb.
Название2 техникотехнологический раздел
АнкорТехнология и расчеты.doc
Дата26.12.2017
Размер2.08 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файлаТехнология и расчеты.doc
ТипДокументы
#13074
страница5 из 11
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


– 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

Показатели

Обозначение

Значение

Глубина кровли пласта, м

L

1993,2

Пластовое давление, МПа

Рпл

13,1

Внутренний диаметр НКТ, м

D

0,062

Толщина пласта, м

hэф

2,8

Содержание карбонатов, %

k

2

Радиус скважины, м

r

0,1

Радиус дренирования, м

R

0,145

Плотность пород, кг/м3

p

2550

Коэффициент пористости, %

d

17,5


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

Параметры

Номера скважин

1639

1840

Внутренний диаметр насадки , м

0,0254

0,0254

Объем раствора соляной кислоты, м3

2,8

1,1

Объем товарной кислоты, м3

1,29

0,55

Объем уксусной кислоты, м3

0,105

0,040

Объем ингибитора, м3

0,0056

0,0021

Объем интенсификатора, м3

0,0084

0,0032

Количество хлористого бария, кг

10,52

4,47

Объем хлористого бария, м3

0,0026

0,0011

Объем воды, м3

2,39

0,46

Объем раствора глинокислоты, м3

0,84

1,27

Объем HF, м3

0,034

0,051

Объем HCL, м3

0,084

0,005

Объем товарной соляной кислоты, м3

0,39

0,66

Объем уксусной кислоты, м3

0,032

0,047

Объем ингибитора, м3

0,0017

0,0025

Объем интенсификатора, м3

0,0025

0,0038

Количество хлористого бария, кг

3,16

5,34

Объем хлористого бария, м3

0,00079

0,00134

Объем воды, м3

0,41

0,55

Объем промывки, м3

10,58

10,60


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.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


написать администратору сайта