Реферат. Технология интенсификация добыча нефть газ. Протокол от

• Название: Протокол от
• Анкор: Реферат
• Дата: 25.02.2022
• Размер: 0.9 Mb.
• Имя файла: Технология интенсификация добыча нефть газ.docx
• Тип: Протокол; #373044
• страница: 3 из 6

Тема 14-15. Увеличение охвата воздействием неоднородного пласта с применением композиций на основе силиката натрия

Регулирование процессов гелеобразования можно производить с помощью специальных химических реагентов, называемых активаторами.

Водные активаторы смешиваются с силикатом частично или полностью при температуре 48,9 °С.

Гелеобразование происходит при добавлении к силикатам различных сахаров: сахароза, мальтоза, лактоза, фруктоза, глактоза, манноза и ксилоза. Сахариды вводят в водный раствор силиката в виде безводного твердого вещества или в виде водного раствора массовой долей 10—30%. Снижение концентрации сахара в геле зависит от свойств изолируемых пластов.

При диссоциации гелеобразователей образуются кислотные группы, реагирующие с водным раствором силиката и вызывающие гелеобразование или полимеризацию. Эффективность этого метода состоит в способности предотвратить гелеобразование в течение длительного времени. По данному методу можно обрабатывать пласты с температурой 48,9—76,7°С. В качестве активатора гелеобразования используется лактоза, замедляющая гелеобразование с повышением ее концентрации в растворе.

Снижение концентрации хлористого кальция в композиции гелеобразующего раствора увеличивает время гелеобразования при постоянных массовых долях лактозы (7,2%) и жидкого стекла (16%).

Силикагель как изолирующий материал для закупоривания водонасыщенных пластов в скважинах должен отвечать определенным требованиям. В первую очередь нужно, чтобы время начала его схватывания было достаточным для того, чтобы его можно было ввести в пласт, не опасаясь преждевременного схватывания смеси в трубках. С другой стороны, после введения смеси в поровое пространство время начала схватывания не должно быть очень большим.

Одним из прогрессивных методов увеличения охвата пластов воздействием является применение гелеобразующих растворов на основе силиката натрия (ГОР). При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами образуется золь кремниевой кислоты, переходящий со временем в вязкоупругий гель, который может служить водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

Для эффективной обработки нагнетательных и добывающих скважин физико-химические и фильтрационные свойства ГОР должны соответствовать следующим техническим требованиям:

Однородность и стабильность ГОР при 20—90°С, ч, не менее ................ 6

Вязкость гелеобразующего раствора при 25 °С, мПа -с ..............1,0—10,0

Состав воды для приготовления ГОР- пресная или минерализованная вода

Время начала гелеобразования (в ч, не менее) при: 20—40 ⁰С …… 12

70—90 ⁰С……..…6

Время образования геля во всем объеме и стабильность в течение

месяцев, ч, не менее ………………………………………………………6

Прочность (напряжение разрушения) геля , Па, не менее .................. 20

Минимальный градиент давления до разрушения геля, МПа/м,

не менее …………………………………………………………............. 0,3

Лабораторные исследования по выбору оптимальных концентраций химреагентов с учетом состава и минерализации пластовых вод показали, что оптимальное массовое содержание силиката натрия составляет 4—6%. При более высокой концентрации образование геля идет практически мгновенно. Для промысловых опытов концентрация жидкого стекла выдерживалась 6% по массе.

Схема приготовления гелеобразующего раствора непосредственно на скважине и закачки его в водонагнетательную скважину показана на рисунке 6. Схема включает в себя три автоцистерны 4,8 и 9 соответственно для соляной кислоты, жидкого стекла и раствора полимера, насосный агрегат 2, водовод пресной воды 5, эжекторы 6 и 7 и промежуточную емкость 3.

Из источника пресной воды с помощью агрегата ЦА-320 вода направляется через два параллельно работающих эжектора в промежуточную емкость объемом 5 м³. Одновременно подают в первое смесительное устройство жидкое стекло или жидкое стекло с полимером, а во второе — соляную кислоту. Полученный раствор направляют в небольшую промежуточную емкость объемом 5 м³ с одновременным смешиванием и закачкой композиции в скважину.

Последовательность работ по закачке гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты зависит от существующего оборудования. Указанная последовательность состоит в следующем:

1. Уточняется необходимый объем раствора для закачки в скважину, исходя из закачки 10—20 м³ гелеобразующего состава на 1 м перфорированной толщины продуктивных пластов. Устанавливают строго фиксированное поступление в специальные емкости пресной воды, жидкого стекла и полиакриламида. В течение суток производится тщательное перемешивание данного состава реагентов.

2. В специальной емкости готовится водный раствор соляной кислоты в заданной концентрации в пресной воде.

3. После лабораторного определения правильности концентраций раствора соляной кислоты и жидкого стекла осуществляется смешивание их в специальных емкостях.

4. Ведется интенсивное перемешивание растворов реагентов, составляющих гелеобразующей композиции, в передвижной лаборатории проверяются основные параметры ее и доводятся до расчетных.

Работы по закачиванию гелеобразующего раствора в скважину выполняются в следующей последовательности


Рисунок 6. Принципиальная схема обустройства опытного участка для закачки гелеобразующего состава в скважину:

1 — насосный агрегат; 2 — скважина; 3 — промежуточная емкость; 4 — автоцистерна с соляной кислотой; 5 — водовод; 6, 7 — эжекторы; 8 — автоцистерна с жидким стеклом; 9 — автоцистерна с полимером
1. Вначале определяют приемистость скважины при закачке воды насосами КНС в течение 3—4 сут, затем закачивается оторочка пресной воды в объеме 15—20 м³ с целью предотвращения образования геля в стволе скважины. Скважина после этого закрывается.

2. Приготовленные на установке гелеобразующие растворы доставляются на скважину и закачиваются при максимально возможных расходах и давлении. В случае повышения давления над обычным давлением нагнетания скорость закачивания уменьшается и нагнетание раствора продолжают до завершения.

3. После закачки всего расчетного объема гелеобразующего состава в скважину закачивается оторочка пресной воды в количестве 15—20 м³, и скважину закрывают на 3—4 сут для гелеобразования.

4. На время закачки и формирования геля в призабойной зоне водонагнетательной скважины останавливаются на 2 сут и реагирующие добывающие скважины.

5. По истечении времени формирования геля нагнетательную и добывающие скважины пускают в работу.
ОЛ:/1/,/3/

Контрольные вопросы:

1. 
   Последовательность работ по закачке гелеобразующих композиций
   
2. 
   Основные требования гелеобразующим растворам на основе силиката натрия
   
3. 
   Схема обустройства опытного участка
   

ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ

Практическое занятие № 1

Тема: Расчет времени разработки нефтяной залежи

Цель занятия: Выбор системы заводнения

Вопросы: 1. Виды заводнения

2. Способ расчета времени разработки залежи при заводнении

В настоящее время заводнение — один из основных методов, при­меняемых при разработке нефтяных месторождений. Существуют раз­личные системы заводнения, но каждая из них имеет как преимущества, так и недостатки. Выбор системы заводнения на стадии проектирования всецело определяется строением залежи.

Рассмотрим способ расчета времени разработки залежи при площадном заводнении по пятиточечной системе.

Для этой системы соотношение добывающих и нагнетательных скважин составляет 1:1; коэффициент заводнения (коэффициент охвата по площади процессом заводнения однородного пласта) — 0,723; расстояния между нагнетательными и расстояния между добываемыми скважинами одинаковы и равны (здесь — площадь элемента сис­темы, м²).

При данной системе дебит добывающей скважины q_д равен дебиту нагнетательной скважины q_н и определяется так:
(4.1)
где , — соответственно забойные давления в нагнетательной и добывающей скважинах, МПа; — объемный коэффициент нефти; R_к — радиус контура питания — расстояние от добывающей до нагне­тательной скважины, м; — вязкость пластовой нефти, Па с.

Период безводной добычи:
(4.2)

а период прогрессирующего обводнения:

где — средняя насыщенность породы связанной водой; — коэф­фициент заводнения (для пятиточечной системы =0,723); — коэф­фициент нефтеотдачи к моменту прорыва воды в добывающие скважи­ны (коэффициент нефтеотдачи за безводный период); — коэффициент конечной нефтеотдачи к моменту прекращения процесса; W — средний удельный расход воды в период прогрессирующего обводнения, м³/м³ :
(4.3)
В — конечная обводненность продукции добывающих скважин.

Зависимости приведены на рисунке. 12 (здесь a — расстояние от линии нагнетательных скважин до линии добывающих скважин). Зависимости представлены на рисунке13.

Для данных зависимостей параметр:
(4.4)
где — вязкость воды, МПа с; — объемный коэффициент воды.


Рисунок 12.Зависимость коэффициента Рисунок 13. Зависимость коэффициента

нефтеотдачи от расстояния линии нефтеотдачи от обводненности

добывающих скважин до линии параметра М

нагнетательных скважин при различных

значениях параметра М
Задача. Рассчитать время разработки залежи при пятиточеч­ной системе заводнения для следующих условий:

конечная обводненность продукции В = 0,99; площадь элемента системы F=6,25 • 10⁴ м²; радиус скважины = 0,14 м; проницае­мость пласта = 0,125 мкм²; толщина пласта h = 5,5 м; вязкость нефти 5,5 мПа с, объемный коэффициент нефти =1,16; вяз­кость воды =1МПа с; объемный коэффициент воды = 1; сред­ний коэффициент пористости т =0,18; средняя насыщенность породы, связанной водой, = 0,1; средняя насыщенность породы нефтью к моменту начала заводнения =0,8; соответственно, забойные давления в добывающих и нагнетательных скважинах МПа и МПа.

Решение. Для пятиточечной системы заводнения F =4 ², где — расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами; находим 2 :


Вычисляем расстояние от линии нагнетательных скважин до ли­нии добывающих:
а = 2 /2 = 250/2 = 125 м.

Рассчитываем радиус контура питания Rк (расстояние от добываю­щей до нагнетательной скважины):

По формуле (4.1) определяем :


или 90,7м³/сут.

Прежде, чем рассчитать период безводной добычи вычисляем по формуле (4.4) М:

а по рисунку 12 для a=125 и М = 0,157 находим коэффициент нефтеотдачи (за безводный период): (используется линейная интерпо­ляция).

По формуле (4.2) рассчитываем:

По формуле (4.3) определяем:

По известным М и В, используя рисунок 13 Вычисляем по (4.2) период обводнения:

Таким образом, общий срок разработки залежи:

ОЛ:/4/,ДЛ:/2/

Практическая работа №2

Тема: Расчет основных показателей процесса закачки воды

Цель занятия: Определение условий оптимального давления на устье нагнетатель­ной скважины, давления на забое и необходимого количества воды

Вопросы: 1.Назначение ППД

2.Процесс закачки воды
Поддержание пластового давления - эффективное средство раз­работки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления тех­нологической схемы или проекта разработки месторождения.

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетатель­ной скважины, давления на забое и необходимого количества воды. Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их при­емистость.

Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А.П. Крылова:
(4.5)
где с_с — стоимость нагнетательной скважины, руб.; — КПД насос­ного агрегата; K_прм — коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м³/(сут - МПа);t— время работы нагнетательной скважи­ны, год; w — энергетические затраты на нагнетание 1 м^э воды при по­вышении давления на 1 МПа, кВт - ч/(м³ . МПа) (w= 0,27); С_в — сто­имость 1 кВт - ч электроэнергии. руб/(кВт . ч) (С_в 0,015); р_ст — гидростатическое давление воды в скважине глубиной L_c, МПа
(4.6)

— среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа; р_тр — потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа.

Давление на забое нагнетательной скважины
(4.7)
Величину р_тр можно принять равной 3 МПа.
Необходимое количество закачиваемой воды V_в (в м^э/сут) рас­считывают по формуле
(4.8)
где V_нпл _ объем добываемой из залежи нефти, приведенной к плас­товым условиям, м³/сут; V_гсвпл — объем свободного газа в пласте при _пп и Т_пп, который добывается вместе с нефтью за сутки, м^э/сут; V_впл — объем добываемой из залежи воды, м³/сут. Объем нефти в пластовых условиях
(4.9)

объем свободного газа
(4.10)
объем воды
(4.11)

где Q_нд, Q_в — соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут; b_нпл, b_впл — соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях; G₀ — газовый фактор. м³/м³; а — средний коэффициент растворимости газа в нефти, м^э/(м^э - МПа).
Задача. Рассчитать основные показат-ели процесса закачки воды, если из залежи извлекается нефти Q_нд = 11 ООО т/сут, воды Q_в = 5600 т/сут, газовый фактор G₀= 60 Л /м³, среднее пластовое дав­ление меньше давления насыщения = 8,5 МПа; коэффициент раст­воримости газа в нефти = 5 м³/(м^э • МПа), пластовая температура Т_пл = 303 К, объемный коэффициент нефти b_нпл = 1,15, плотность дегазированной нефти р_нд — 852 кг/м , объемный коэффициент плас­товой воды b_впл = 1,01. Стоимость нагнетательной скважины С_с — = 120000 руб., коэффициент приемистости нагнетательной скважины K_прм — 50 м³/(сут * МПа), время работы нагнетательной скважины t = 12 лет, КПД насосного агрегата — 0,6. Глубина скважины L_c = 1200 м, а плотность нагнетаемой воды р_в = 1050 кг/м³. Коэффи­циент сверхсжимаемости газа принять:z = 0,87.

Решение. По формуле (4.5) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины:

При этом гидростатическое давление воды в скважине р_ст = 10^-6 х 1050 * 9,81 * 1200 = 12,4 МПа.
Давление на забое нагнетательной скважины Р_забн =8,1 + 12,4 -3= 17,5 МПа.

Рассчитываем V_нпл, V_гсвпл и V_впл:



По формуле (4.8) суточный объем закачки воды
V_в = = 1,2 (14850 + 2750 + 5387) = 27585 м³/сут.
Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 27585 м³ при давлении на устье нагнетательной скважины р_ун = 8,1 МПа.

ОЛ:/4/,ДЛ:/2/
Практическая работа №3-4