Повышение нефтеотдачи пластов сочетанием тепловых и химических методов. Отчет по выполненным задачам по дисциплине Обеспечение и контроль технологии добычи нефти, газа и газового конденсата

• Название: Отчет по выполненным задачам по дисциплине Обеспечение и контроль технологии добычи нефти, газа и газового конденсата
• Анкор: Повышение нефтеотдачи пластов сочетанием тепловых и химических методов
• Дата: 21.01.2022
• Размер: 1.16 Mb.
• Имя файла: Lyubushkin_zadachi.docx
• Тип: Отчет; #338176
• страница: 3 из 11

Задача 1.4.

Для расчета промывки скважины от песчаной пробки внутри 73-мм НКТ примем следующие исходные данные: промывочный агрегат ИА-1, 4-300, цилиндровые втулки насоса диаметром 109мм при работе на III скорости; плотность нефти ρ_н=0,85 т/м³; плотность песка ρ_п=2,65 т/м³; диаметр промывочных труб d=48мм; диаметр насадки d_н=18мм; объем приемной емкости лотков l=8м³; высота песчаной пробки h=10м.

Решение.

1. Определяем время t₁ для замены воды на нефть и восстановления циркуляции по формуле:

(14)

где 0,3 мин – норма времени на замену 100м уровня воды на нефть в скважине с 73мм НКТ; 0,9 мин- норма времени на восстановления циркуляции в 7мм трубах; Н – глубина подвески промывочных труб, м.

2. Определяем время t₂ для размыва песчаной пробки

t₂= hA/_n (15)

где А – увеличенная высота пробки при ее перехода во время размыва во взвешенное состояние, м; _n – скорость подъема частиц песка, м/мин.

(16)

где Q-производительность промывочного агрегата на III скорости, Q=0,3 м³/мин; F_k–площадь поперечного сечения кольцевого пространства, принимаем F_k=0,00126 м³; d_r – диаметр частиц песка, принимаем равным d_r= 0,0001 м; - соответственно плотности песка и нефти .

Подставляя данные в формулу (16) получим:



Определяем увеличение высоты 1м пробки при ее переходе во время размыва во взвешенное состояние по формуле

(17)

где d_л- диаметр лифтовых труб, d_л=0,0625м; - плотность смеси песка и нефти , m/м³; n – пористость песчаной пробки, n=0,25; ∆ - концентрация песка в восходящем потоке жидкости:



Один метр пробки в 73мм НТК промывают за 1,3 мин, а размыв производится за 0,2 мин. Таким образом, для промывки 1 м в 73 мм труб от песчаной пробки необходимо

t¹=1,3+0,2=1,5 мин.

Масса смеси в 73 мм колонке НКТ:

т (18)

Плотность смеси:

(19)

Представляя полученные данные в формулу (4), будем иметь:

А=

Время подъема пробки, обеспечивающее возможность наращивания двухтрубки:

(20)

где ₀- скорость падения песчинок в жидкости.

Принимаем, ,м/мин; t_н-время наращивания двухтрубки, t_н=11,4 мин



Тогда



Время выноса песка с забоя:

t₃=H/_n=1800/237,9=7,57 мин

Общее время на промывку 10 м песчаной пробки нефтью (до башмака лифтовых труб) составит:

Задача1.5.

Произвести расчет цементирования скважины нефтецементным раствором при следующих данных: глубина естественного забоя L=1260м; диаметр эксплуатационной колонны D_н = 127 мм; средняя толщина стенки колонны δ = 9 мм; глубина отверстия фильтра 1682 – 1690 м; диаметр заливочных труб d_m = 48 мм. Скважина заполнена водой и испытана на поглощение. Количество тампонажного цемента (ГЦ) для заливки принимаем 3,9 т. Цемент затворяют на дизельном топливе плотностью ρ = 0,870 т/м³ с добавкой 1,5% НЧК.

Решение.Плотность тампонажного раствора определяем по формуле:

(21)



Количество дизельного топлива, необходимого для затворения 3,9 т тампонажного цемента, определяем по формуле:

(22)

где K₂- коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (K₂=1,05-1,1).



Объем нефтецементного раствора, приготовленного из 4т тампонажного цемента и 2,35 м³ дизельного топлива составит:

(23)

Подставляя численные значения, получим:



Объем нижней буферной пробки выбираем так, чтобы после окончания прокачки ее внутри заливочных труб она заполнила бы затрубное пространство высотой 30 - 50 м. Этот объем можно определить по формуле:

(24)

где D_в - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d_m- наружный диаметр колонны заливочных труб, м; h₁- высота подъема нижней буферной пробки в затрубном пространстве, м (на практике h₁ принимают равной 30-50м). Тогда,



Находим глубину установки конца заливочных труб по формуле

(25)

где H₁ - расстояние от устья скважины до верхних отверстий фильтра, м; ℓ - интервал отверстий фильтра, м;

На практике обычно конец заливочных труб устанавливают на 10-20м выше верхних отверстий фильтра или дефекта в колонне.

Подставив в формулу, имеем:



Округлим найденное значение в меньшую сторону до 1668 м.

Находим объем продавочной жидкости:

(26)

где d_в1 и d_в2- соответственно внутренние диаметры НКТ; h₁ и h₂- соответственно длина секций колонны заливочных труб, м; ∆- коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимаем 1,10).



Минимальный объем верхней буферной пробки, необходимый для предотвращения смешивания продавочной жидкости с нефтецементным раствором, определяем по формуле

(27)

где H- глубина установки конца заливочных труб, м; V_c- суммарный объем, закачиваемых в скважину нефтецементного и продавочного раствора, м³.



Подставив цифровые значения в формулу (27), получим:



что соответствует высоте столба жидкости в заливочных трубах, равной 56м.

Таким образом, для приготовления раствора на нефтяной основе необходимо 3,9 т тампонажного цемента, 2,35 м³ дизельного топлива и 0,086 м³ НЧК нейтрализованный черный контакт.