3 А≠†Ђ®І нд䕙⮥≠Ѓбв® ™®бЂЃв≠Ѓ. 3 Технологическая часть 1 Кислотные методы повышения нефтеотдачи пластов на Бавлинском месторождении
 Скачать 366.5 Kb.
|
|
Исходя из характеристик имплозионного устройства, перфорируемой толщины пласта, степени загрязнения призабойной зоны пласта, выбираем насос НСН-56 .  H- высота отверстия; L- длина отверстия Рисунок 3.4 - Соединяющий патрубок насосов Эффективность воздействия кислотных растворов на призабойную зону пласта зависит от правильного проектирования состава закачиваемого раствора, оптимального технологического режима закачки и надежности функционирования специальной техники и промыслового оборудования, связанного с процессом закачки. Необходимо соответствие выбранного рабочего раствора типу пластовой системы (породе с насыщенными флюидами). Солянокислотные обработки практически без ограничений применимы для карбонатных коллекторов, а также в терригенных породах с высоким содержанием карбонатов (10 - 25 %). Объем соляной кислоты и число технологических операций прямо пропорционально зависит от перфорируемой толщины пласта, т.е. на скважине № 2733 с перфорируемой толщиной 4,7 м понадобиться пять циклов и следующий объем кислоты: VHCl = V1 * h , (3.3) где V1 = 0,4 - 0,5 м3; h - перфорируемая толщина пласта. VHCl 1 = 0,4 * 4,7 = 1,8 м3 1,8 м3 кислоты понадобиться на первый цикл воздействия, а общее число циклов берется из соотношения на 1 метр перфорируемой толщины 1 цикл, значит всего циклов 5, но объем следующей операции увеличивается на 15% от предыдущей (объем растворенных пород), рассчитаем объем кислоты для каждого цикла. VHCl 2 = 1,8 * 1,15 = 2,07 м3 (3.4) VHCl 3 = 2,07 * 1,15 = 2,38 м3 (3.5) VHCl 4 = 2,38 * 1,15 = 2,73 м3 (3.6) VHCl 5 = 2,73 * 1,15 = 3,13 м3 (3.7) VHCl = 12,11 м3 (3.8) Для проведения всего технологического процесса понадобиться 12,11 м3 соляной кислоты. При взаимодействии кислоты с известняком образуются хорошо растворимые в воде соли, а также углекислый газ и вода, которые при ударно–депрессионном воздействии легко удаляются из пласта. CaCO3 + 2HCl = CaHCl2 + H2O + CO2 (3.9) При взаимодействии 12,11 м3 кислоты с известняком образуется 2,17 м3 растворенной породы из расчета на 1 м3 24 % кислоты растворяется 180 кг породы [15]. Аналогично был проведен расчет технологических параметров для скважин № 2735, 412. Результаты расчетов сведены в таблицу 3.9. Таблица 3.9 Проектируемые параметры проведения КИВ в скважинах НГДУ «Бавлынефть»
3.2.5 Расчет технологического эффекта КИВ Для расчета технологического эффекта работ (объема дополнительно добытой нефти) по проектным скважинам сначала определяется сумма дебита нефти до (∑q1) и после (∑q2) воздействия по тем скважинам, на которых проводилась кислотно-имплозионная обработка за анализируемый период. Сумма дебитов нефти до воздействия по 5 скважинам горизонтов карбона (по ним получен значительный эффект) составит 7,4 т/сут, сумма дебитов нефти после воздействия составит 35,9 т/сут. Процент изменения дебита нефти К определяется по формуле [14] ∑q2 35,9   К = *100 – 100 = *100 – 100 = 385,13 %, (3.10)∑q1 7,4 где ∑q2 - сумма дебитов нефти после воздействия, т/ сут.; ∑q1 - сумма дебитов нефти до воздействия, т/сут. В соответствии с критериями выбора скважин для проведения кислотно-имплозионной обработки выбираем 3 проектные скважины горизонтов карбона для проведения данной обработки со следующими текущими дебитами: - скважина № 2733 с q1пр = 1,6 т/сут; - скважина № 2735 с q1пр = 0,8 т/сут; - скважина № 412 с q1пр = 1,4 т/сут. Рассчитываем предполагаемый дебит нефти после воздействия по каждой проектируемой скважине. Дебит нефти после воздействия по скважине № 2733 q2пр определяется по формуле 100 + К 100 + 385,13   q2пр = q1пр * = 1,6 * = 7,76 т/сут, (3.11) 100 100 где q1пр - текущий дебит нефти скважины 1,6 т/сут; К- процент изменения дебита нефти, %. Аналогично проводятся расчеты по остальным скважинам. Дебит нефти после воздействия по скважине № 2735 q2пр равен 100 + 385,13 q  2пр = 0,8 * = 3,88 т/сут.100 Дебит нефти после воздействия по скважине № 412 q2пр равен 100 + 385,13 q 2пр = 1,4 * = 6,79 т/сут.100 Технологический эффект (дополнительная добыча нефти) кислотно-имплозионного воздействия определяется по формуле ∆Qпр = (q2 – q1) * 365 * Кэкс - ∆Qпот, (3.12) где q2 - дебит нефти после воздействия, т/сут; q1 - дебит нефти до обработки, т/сут; 365 - количество дней в году; Кэкс - коэффициент эксплуатации действующего фонда нефтяных скважин, принимается равным 0,915; ∆Qпот - потери нефти в результате простоя скважины при проведении обработок, т. Потери нефти в результате простоя скважин при проведении обработки по скважине № 2733 ∆Qпот1 определяется по формуле ∆Qпот1 = (q1пр * 202) / 24 = (1,6 * 202) / 24 = 13,5 т, (3.13) где 202 – общее время работ; 24 - количество часов в сутках. Аналогично проводятся расчеты по остальным скважинам. Потери нефти по скважине № 2735 равны ∆Qпот2 = (0,8 * 202) / 24 = 6,7 т, Потери нефти по скважине № 412 равны ∆Qпот3 = (1,4 * 202) / 24 = 11,8 т. Технологический эффект кислотно-имплозионного воздействия по скважине № 2733 определяется по формуле ∆Qпр1 = (q2пр – q1пр) * 365 * Кэкс - ∆Qпот1 (3.14) ∆Qпр1 = (7,76 – 1,6) * 365 * 0,915 – 13,5 = 2043,8 т Аналогично проводятся расчеты по остальным скважинам. Технологический эффект кислотно-имплозионного воздействия по скважине № 2735 равен ∆Qпр2 = (3,88 – 0,8) * 365 * 0,915 – 6,7 = 1021,9 т. Технологический эффект кислотно-имплозионного воздействия по скважине № 412 равен ∆Qпр3 = (6,79 – 1,4) * 365 * 0,915 – 11,8 = 1788,3 т. Технологический эффект кислотно-имплозионного воздействия по трем скважинам ∆Qпр определяется по формуле ∆Qпр = ∆Qпр1 + ∆Qпр2 + ∆Qпр3 = 2043,8 + 1021,9 + 1788,3 = 4854 т. (3.15) В данном разделе разработан проект подбора скважин, сделан расчет параметров проведения КИВ, так же рассчитан технологический эффект кислотно-имплозионного воздействия по трем скважинам, который составил 4854т. |