ДИПЛОМ Поддержание палстового давления. Диплом- ППД. Условия проведения работ в цехе поддержания пластового давления требуют строгого соблюдения действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
Материалы и реагенты применяемые при СКО Соляно – кислотная обработка относится к химическим методам воздействия на пласт. При её проведении химические агенты реагируют с породой пласта, с материалами и веществами, внесёнными в призабойную зону и изменившими коллекторские свойства пласта в непосредственнной близости от скважины. Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта.Реакция серной кислоты с этими материалами даёт нерастворимые в воде осадки, которые будут закупоривать поры породы. Обычно для обработки скважин используют 8-15%-ную соляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его, а менее высокой снижает эффективность взаимодействия с породой пласта. Объём раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составвом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок. В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется 0.4 – 1.5м3 раствора, причём небольшие объёмы применяют при первичной обработке малопроницаемых пластов. Чем больше проницаемость пласта, тем больший объём кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также увеличивают и объём кислоты. При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты. Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. В качестве ингибиторов используют катапин – А, реагент В – 2, карбозолин – О, реагент И – 1 – А и другие. Ингибиторы добаввляют в пределах 0.05 – 0.08 % от количества кислотного раствора. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества ( ПАВ ), снижающие в 3 – 5 раз поверхностное натяжение на границе «нефть – нейтрализованная кислота», ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и отреагировавшей кислоты. К ним относятся марвелан К(0), реагент 4411, тержитол, катаминА и другие. Интенсификаторы добавляют в пределах 0.1 – 0.3% от количества кислотного раствора. Стабилизаторы – вещества, необходимые для предупреждения выпадения осадков и удержания в растворённом состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из соляной кислоты вредной примеси – серной кислоты и превращения её в растворимую соль бария: Н2SO4 + BaСl2 = BaSO4 + 2HCl В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaСl2). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта вместе с другими продуктами реакции. Стабилизаторы добавляют в пределах 0.8 – 2 % от количества кислотного раствора. Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником – гель кремниевой кислоты, выпадающий в осадок. Для предупреждения этого явления в качестве стабилизаторов используют (СН3СООН) и втористоводородную или плавиковую (HF) кислоты. 1. Так как расход жидкости неизвестен, то приблизительное значение давления на забое без учёта потерь на трение вычисляют по формуле Рзаб Ркнс Ргеод Нф в g 10-6 , ( 3.1 ) где Ргеод – разность давлений геодезических отметок, МПа Ргеод в g 10-6 ( 3.2 ) Ргеод -510009.810-6-0.05МПа Рзаб 11.50.05255010009.8 10-636.4МПа 2. Приблизительное значение приёмистости скважины вычисляют по формуле Q  наг 236 к hэф (Рзаб – Рпл) с ( 3.3 ) b lg Rк / rc Q  наг 236 0.15 10 (36.4 – 25) 0.7806 м3/сут1 1 lg500 / 0.15 3. Потери на трение вычисляют по формуле Р  тр 0.108 (Qнаг)2 (Нф Lвод) в ( 3.4 )d5 Р тр 0.108 0.03 (0.009)2 (2550 + 1000) 1000 1.210-6 Па 1.2МПа(0.06)5 4. Уточнённое значение давления на забое вычисляют по формуле Рзаб Рзаб - Ртр ( 3.5 ) Рзаб 36.4 – 1.2 35.2 МПа 5.Уточнённое значение приёмистости нагнетательной скважины вычисляют по формуле Q наг 236 к hэф ( РзабРпл ) с ( 3.6 ) b lg Rк/rc Q  наг 236 0.15 10 (35.2 – 25) 0.7 722 м3/сут1 1 lg500/0.15 Расчёт промывки нагнетательной скважины Расчёт промывки забойной песчаной пробки скважины 7115 куста 72 Усть-Балыкского месторождения. Таблица 3.2 Исходные данные
1. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных НКТ вычисляют по формуле   h1 = 1 10-2 Н н2 ( 3.7 ) dв 2g h  1 = 0.035 10-2 2000 ( 2.32 )2 = 3.09 МПа 2 9.81 2.Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины вычисляют по формуле h  2 2 10-2 H в2 , ( 3.8 )Dв – d 2g где - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка жидкости, = 1.1 1.2. Принимаем = 1.2 h  2 1.2 0.034 10-2 2000 ( 0.61 )2 = 0.201 МПа0.15 – 0.073 2 9.81 Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве вычисляют по формуле  h3 = ( 1 – m ) F l 10-2 п 1 кр – 1 ( 3.9) f ж в h   3 ( 1 0.3) 0.0177 12 10-2 2600 1 0.095 1 0.125МПа0.0176 1000 0.61 4. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды составляют в сумме при работе агрегата: ( h4 + h5) = 0.22 МПа 5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса до шланга вычисляют по формуле h  6 = 1 10-2 Н н2 ( 3.10 )dв 2g h  6 = 0.035 10-2 20 ( 2.32 )2 = 0.031 МПа2 9.81 6.Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь и вычисляют по формуле pн = h1+ h2 + h3 + h4 + h5 + h6 ( 3.11 ) рн 3.09 + 0.201 + 0.125 + 0.22 +0.031 = 3.7 МПа Давление на забое скважины вычисляют по формуле Рз = ж g 10-6 Н + h2 + h3 ( 3.12 ) Рз = 1000 9.81 10-6 2000 + 0.201 + 0.164 = 19.98 МПа 8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, вычисляют по формуле N = Рн Q ( 3.13 ) 103 а  N = 3.7 106 7.01 10-3 = 40 кВт 0.65 9. Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата вычисляют по формуле К = N 100% ( 3.14 ) Nmах К= 40 100% =22.6 % 177 Скорость подъёма размытого песка вычисляют по формуле п = в кр ( 3.15 ) п = 0.61 0.095 = 0.515 м/с Продолжительность подъёма размытой пробки до появления чистой воды вычисяют по формуле t Н ( 3.16 )н t = 2000 = 3890 с = 1 час 6 мин 0.515 12. Размывающая сила струи жидкости при работе промывочного агрегата на третьей скорости вычисляют по формуле Р = 0.03 Q2 ( 3.17 ) Р = 0.03 (7.01 )2 =0.15 МПа 3.10 Технологический процесс обработки нагнетательной скважины |