ДИПЛОМ Поддержание палстового давления. Диплом- ППД. Условия проведения работ в цехе поддержания пластового давления требуют строгого соблюдения действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности

• Название: Условия проведения работ в цехе поддержания пластового давления требуют строгого соблюдения действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности
• Анкор: ДИПЛОМ Поддержание палстового давления
• Дата: 14.05.2023
• Размер: 0.76 Mb.
• Имя файла: Диплом- ППД.doc
• Тип: Документы; #1128462
• страница: 2 из 6

1. 
   Так как расход жидкости неизвестен, то приблизительное значение давления на забое без учёта потерь на трение вычисляют по формуле
   

Рзаб  Ркнс  Ргеод Нф в g10^-6 , где

Ргеод в g10^-6-510009.810^-6-0.05МПа

Рзаб  11.50.05255010009.8  10^-636.4МПа

2. 
   Определим приблизительное значение приёмистости скважины.
   

_{Q наг } 236  к  hэф  (Рзаб – Рпл)   с

b    lg Rк / rc
_{Q наг } 236  0.15  10  (36.4 – 25)  0.7_{806 м3/сут}

1  1  lg500 / 0.15

3. 
   Опеделим потери на трение
   

_{Р тр  0.108   } (Qнаг)²  (Нф  Lвод)  в

d⁵
_{Р тр  0.108  0.03 } (0.009)²  (2550 + 1000)  1000 _{ 1.210-6 Па  1.2МПа}

(0.06)⁵

4. 
   Определим уточнённое значение давления на забое
   

Рзаб  Рзаб - Ртр

Рзаб  36.4 – 1.2  35.2 МПа

5. 
   Найдём уточнённое значение приёмистости нагнетательной скважины
   

_{Q наг } 236  к  hэф ( РзабРпл )  с _ 236  0.15  10 (35.2 – 25) 0.7 _

b  lg Rк/rc 1  1  lg500/0.15

 722 м³/сут

3.7 Расчёт СКО для увеличения приёмистости

Расчёт СКО скважины 7091 куста 72 Усть - Балыкского месторождения.
Таблица 3.3 Исходные данные

п/п	Наименование данных расчёта	Обознач.	Ед. изм.	Значен.
1.	Глубина скважины	Нс	м	2540
2.	Диаметр эксплуатационной колонны	Dэ	мм	168
3.	Диаметр НКТ	dнкт	мм	73
4.	Интервал продуктивного пласта	hэф	м	10
5.	Пластовое давление	Рпл	МПа	24.9
6.	Устьевое давление	Ру	МПа	14.4
7.	Кислота техническая	хк	%	27.5
8.	Плотность соляной кислоты при 25С	к25	кг/м3	1134
9.	Концентрация соляной кислоты	хр	%	14
10.	Температура приготовления кислоты	tк	С	15
11.	Объёмная доля уксусной кислоты	Сук	%	80
12.	Объёмная доля серной кислоты		%	0.4
13.	Плотность нефти	н	кг/м3	860
14.	Плотность воды	в	кг/м3	1000
15.	Плотность хлористового бария	х	кг/м3	4000
16.	Объёмная доля товарного ингибитора	Си	%	100
17.	Норма добавки уксусной кислоты	bук	%	3
18.	Норма добавки интенсификатора	bин	%	0.3
19.	Норма добавки ингибитора	bи	%	0.2
20.	Норма расхода кислотного раствора	р		1.1

Для выполнения расчёта СКО необходимо выбрать реагенты, их количество и необходимое оборудование для обработки призабойной зоны соляной кислотой.
1. Объём кислотного раствора вычисляют по формуле

Vр р  hэф ( 3.18 )

Vр  1.1  10  11 м³

2. 
   Объём товарной кислоты вычисляют по формуле
   

_{V к } Vк  хр  (5.09  хр + 999) _{( 3.19 )}

хк  (5.09  хк + 999)
_{Vк =} 11  14 (5.09  14 + 999) _{= 5.3м3}

27.5  (5.09  27.5 + 999)
3. Плотность кислоты при tк = 15С вычисляют по формуле
_к15 = _к25 + (2.67  10^-3  _к25  2.52)  (t  tк) ( 3.20 )

_к15 = 1134 + (267  10^-3  1134  2.52)  (25 – 15) = 1138.39 кг/м³
4. Объём товарной кислоты при заданной tС вычисляют по формуле
_{Vк =} Vр  5.09  хр  (5.09  хр + 999) _{( 3.21 )}

к15  (к15 – 999)
_{Vк =} 11  5.09  14  (5.09  14 + 999) _{= 5.3 м3}

1138.39  (1138.39 – 999)
5. Количество хлористового бария необходимого для нейтрализации серной кислоты, которая содержится в технической соляной кислоте первого сорта вычисляют по формуле

Gхб = 21.3  Vр (  хр / хк – 0.02) ( 3.22 )

Gхб = 21.3  11  (0.4  14 / 27.5 – 0.02) = 43кг

6. 
   Объём хлористого бария вычисляют по формуле
   

_{V хб =} Gхб _{( 3.23 )}

хб
_{Vхб =} 43 _{= 0.011 м3}

4000

7. 
   В качестве стабилизатора выбираем уксусную кислоту. Объём уксусной кислоты вычисляют по формуле
   

_{V ук =} ^{bук  Vр} _{( 3.24 )}

^Cук
_{V ук =} 3  11 _{= 0.412 м3}

⁸⁰

8. 
   Объём интенсификатора вычисляют по формуле
   

_{V ин =} bин  Vр _{( 3.25 )}

100

_{V ин =} 0.3  11 _{= 0.033 м3}

100

9. 
   ^{В качестве ингибитора используем реагент B – 2. Объём ингибитора вычисляют по формуле}
   

_{V и =} bи  Vр _{( 3.26 )}

Си

_{Vи =} 0.2  11 _{= 0.022 м3}

100

10. 
    Объём воды для приготовления раствора вычисляют по формуле
    

Vв = Vр – Vк – Vхб – Vук – Vи - Vин ( 3.27 )

Vв = 11 – 5.3 – 0.011 – 0.412 – 0.033 – 0.022 = 5.22 м³

11. 
    Порядок приготовления раствора – кислоту в воду.
    

Для выбора насосного агрегата необходимо знать максимальное давление Рmaх, МПа, которое вычисляют по формуле
Рmaх = Нс  (кр  в)  g  10^-6 + Ртр + Ру ( 3.28 )

Рmaх = 2540  (1138.39 – 1000)  9.8  10^-6 + 0.5 + 14.4 = 18.8 МПа
Для проведения СКО применяют специальное оборудование -

“Азинмаш – 30А” со следующими техническими характеристиками:

- диаметр сменных плунжеров насоса 5НК – 500, мм  100, 200;

• 
  ход плунжера, мм – 130;
  
• 
  наибольшая частота двойных ходов, мин^-1 – 240;
  
• 
  вместимость цистерны с двумя одинаковыми отсеками, м³ – 6;
  
• 
  предохранительный клапан гвоздевого типа на давлении, МПа при плунжере диаметром: 120мм – 32, 100мм – 50;
  
• 
  вместимая и транспортируемая масса жидкости, не более, т – 6.5;
  
• 
  максимальная мощность, кВт – 176;
  
• 
  грузоподъёмность прицепа МАЗ – 5243, т – 6.8;
  
• 
  работа агрегата на третьей скорости при диаметре плунжера насоса 100мм: – максимальное давление, МПа – 25;
  

– подача насоса, л/с – 6.9.

12. 
    Время закачки кислотного раствора вычисляют по формуле
    

_{Т =} Vp _{, ( 3.29 )}

Q
_{где Q – подача насоса, л/мин – 0.0069
Т =} 11 _{= 27мин}

0.0069

13. 
    Необходимое количество цистерн для перевозки кислотного раствора вычисляют по формуле
    

_{n ц =} Vp _{, ( 3.30 )}

^

где  - вместимость цистерны, м³ – 6
_{n ц =} 11 _{= 1.8}

6

Принимаем необходимым для перевозки кислотного раствора 2 цистерны.

Особенность освоения месторождений Западной Сибири – организация работ по поддержанию пластового давления в нефтяных залежах практически одновременно при вводе их в разработку. Поддержание пластового давления путём нагнетания воды в продуктивные горизонты и по сей день является основным методом интенсификации разработки нефтяных месторождений. Другие методы увеличения нефтеотдачи пластов весьма сложны технически, дорогостоящие и малоизученные процессы, эффективность которых в реальных условиях зависит от множества факторов: геологофизических, технологических, экономических. Затраты по добыче 1 тонны нефти такими методами в 5 – 10 раз выше, чем при обычном заводнении.

Опыт эксплуатации показывает, что эффективность системы забора и нагнетания воды, выбор источника водоснабжения, требования к качеству и технологии нагнетания воды во многом определяются свойствами пластов-коллекторов и приёмистостью нагнетательных скважин.

Так с началом освоения Усть – Балыкского месторождения была принята площадная семиточечная система заводнения. Но по мере разработки месторождения были увеличены объёмы и давление закачиваемой воды, что с увеличением приёмистости нагнетательных скважин, спустя время привело к обводнённости эксплуатационных скважин. Поэтому с целью более гибкого регулирование объёмов закачки и создания упорядоченных фронтов вытеснения нефти, в 1989 году принято решение по объекту Б10 по переходу на блочно – замкнутую систему заводнения за счёт существующего фонда нагнетательных скважин. А с 1996 года введено циклическое заводнение в летний период с целью уменьшения пластвого давления и приведения его к первоначальному значению.

Так же в настоящее время с целью снижения темпов падения добычи нефти и обводнённости по пласту Б10 проводятся работы по внедрению и освоению потокоотклоняющих технологий с применением химреагентов для выравнивания профиля приёмистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.

Дальнейшее развитие и совершенствование системы заводнения является необходимым фактором для поддержания пластового давления при добыче нефти.

В данной работе дана характеристика Усть – Балыкского месторождения пласт Б10, рассмотрены звенья и источники системы заводнения, применяемая технология поддержания пластового давления, проведён анализ действующего фонда нагнетательных скважин и факторов оказывающих влияние на их работу, описаны применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов и эффективность их применения.

8. 
   Технологический процесс СКО
   

Соляно – кислотная обработка нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия благоприятных условий для её применения и высокой эффективности. Она используется для обработки карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента.

Для эффективности проведения СКО на нагнетательной скважине, выполнение работ производится силами бригад подземного или капитального ремонта скважин.

1. 
   Монтаж оборудования бригады ПРС.
   
2. 
   Отработка скважины на желобную ёмкость.
   
3. 
   Допуск пера-воронки 50–70 м с промывкой до глубины искусственного забоя.
   
4. 
   Приподъём пера-воронки до глубины на 20 метров выше зоны перфорации.
   
5. 
   Приготовление 14% - раствора соляной кислоты в объёме из расчёта 0.5м³ НСl на 1 метр перфорированной мощности пласта.
   
6. 
   Закачать расчётный объём раствора кислоты в колонну НКТ при открытом затрубном пространстве до кровли обрабатываемого пласта, контролируя при этом объём вытесненной жидкости.
   
7. 
   Закрыть задвижку на отводе из затрубья и продавить раствор соляной кислоты в пласт при давлении равном 10 МПа.
   
8. 
   Закрыть задвижку на устье скважины. Реакция4 часа.
   
9. 
   Обратная промывка в объёме 20 м³.
   
10. 
    Приподъём пера-воронки на 50-70 метров.
    
11. 
    Запуск скважины в эксплуатацию.
    

9
3




8


2 1 4

6

5 7

1. 
   Устье скважины.
   
2. 
   Подъёмный агрегат «Азинмаш – 37А».
   
3. 
   Желобная ёмкость.
   
4. 
   Мостки-стеллажи.
   
5. 
   Автоцистерна АЦН – 8.
   
6. 
   Насосный агрегат ЦА – 320.
   
7. 
   «Азинмаш – 30А».
   
8. 
   Инструментальная будка.
   
9. 
   Культбудка.
   

Рисунок 3.2 Схема размещения оборудования при кислотной обработке