- •2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения
- •2.3 Анализ причин снижения приемистости скважин в условиях Илькинского месторождения. Анализ динамики коэффициентов приемистости по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения
- •2.4 Анализ эффективности применения методов восстановления приемистости, выполняемых по стандартной технологии и с использованием колтюбинговых технологий в условиях Илькинского месторождения
- •2.7 Критерии и выбор фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения для кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий
- •2.8 Выводы и рекомендации по дальнейшему использованию колтюбинговых технологий при выполнении кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения
- •3.2 Расчет гидродинамического давления на пакер и оценка правильности подбора пакера для нагнетательных скважин Илькинского месторождения
- •3.3 Расчет технологической эффективности применения кислотных обработок нагнетательных скважин на Илькинском месторождении
2.8 Выводы и рекомендации по дальнейшему использованию колтюбинговых технологий при выполнении кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения
Большинство месторождений РФ разрабатывается с поддержанием пластового давления. Это означает, что в системе разработки применяются добывающие и нагнетательные скважины. Через нагнетательные скважины закачивается чаще всего сточная вода – смесь попутно добываемой воды (подтоварной) и воды с поверхностных источников (обычно пресной). Такое смешение приводит к смещению равновесия и выпадению осадков. Вообще, как техническое состояние систем ППД, так и качество воды, применяемой при закачках, являются огромной проблемой, стоящей на сегодняшний день перед промышленниками. В воде присутствуют механические примеси, нефтепродукты, соли, выпадающие в осадки, а также содержится очень много ионов трехвалентного железа из-за коррозии нефтепромыслового оборудования, в первую очередь насосно-компрессорных труб (НКТ). Эта вода, попадая в пласт, загрязняет призабойную зону скважины (ПЗС) и со временем закупоривает пласт, что приводит к снижению его нефтеизвлечения. [13]
Самая распространенная технология очистки ПЗП нагнетательных скважин – кислотная обработка.
Снизить затраты на проведение работ можно с помощью передовой, получившей широкое применение на западе технологии КО с использованием непрерывных гибких труб ГТ – колтюбинговых установок. Экономическая целесообразность применения ГТ проверена временем. Применение колтюбинговых технологий имеет ряд преимуществ:
• сокращается время на проведение работ;
• за одну СПО возможно проведение неограниченного количества ОПЗ;
• возможно проведение КРС на депрессии;
• не производится глушение скважин;
• не производится подъем труб НКТ, так как ГТ спускают в трубу НКТ;
• минимальное количество аварий;
• экологическая безопасность;
• высокая культура производства, качество ремонта;
• минимальное количество персонала;
С помощью применения гибкой трубы возможно проведение КО на нагнетательных скважинах и тем самым удешевление процесса. Но всё же необходимо учитывать стоимость технологии кислотной обработки, проводимой силами бригад КРС (на сегодня это чаще всего более одного миллиона рублей), в которую входит использование специальной техники и оплата рабочего времени бригады КРС. Также нельзя забывать и об опасности проводимых работ.
3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
3.1 Расчет технологических параметров выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий в условиях нагнетательных скважин Илькинского месторождения
Проектирование кислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов.
Произведем расчет глинокислотной обработки с применением колтюбинговых технологий для скважины № 1639 Илькинского месторождения.
Определим необходимое количество реагентов и составим план обработки призабойной зоны глинокислотой для следующих условий (таблица 3.1).
Таблица 3.1 – Исходные данные по скважине № 1639 Илькинского месторождения
Показатели |
Обозначение |
Значение |
Глубина кровли пласта, м |
L |
1993,2 |
Пластовое давление, МПа |
Рпл |
13,1 |
Внутренний диаметр НКТ, м |
D |
0,062 |
Толщина пласта, м |
hэф |
2,8 |
Содержание карбонатов, % |
k |
2 |
Радиус скважины, м |
r |
0,1 |
Радиус дренирования, м |
R |
0,145 |
Плотность пород, кг/м3 |
p |
2550 |
Коэффициент пористости, % |
d |
17,5 |
Норма расхода кислотного раствора vp составляет 1 м3 на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора соляной кислоты (VHCL): [15]
, (3.1.1)
где
– норма расхода кислотного раствора, м3;
– обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м.
.
Объем товарной кислоты (в м3):
, (3.1.2)
где
– соответственно объемные доли (концентрации) раствора соляной кислоты и товарной кислоты, %. Для проведения СКО используем соляную кислоту 13,5 %-ной концентрации при объемной доле товарной кислоты 27,5 %.
.
В качестве химических реагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого рассчитывают по формуле (кг):
, (3.1.3)
где
21,3 – масса хлористого бария (кг), необходимого для нейтрализации 10 кг серной кислоты;
– объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;
а – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а ≈ 0,4 %);
0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции её с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.
.
В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:
, (3.1.4)
где
bук – норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты (для замедления кислотного раствора bук = 3 %);
– объемная доля товарной кислоты (80 %).
.
В качестве ингибитора коррозии выбираем реагент В-2, объем которого определим по формуле:
, (3.1.5)
где
bи – норма добавки ингибитора (для реагента В-2 bи = 0,2 %);
– объемная доля товарного ингибитора (100 %).
.
Объем интенсификатора (используется Марвелан) определим по формуле:
, (3.1.6)
где
bин – норма добавки интенсификатора (для Марвелана 0,3 %).
.
При плотности хлористого бария 4000 кг/м3 его объем определяем по формуле:
, (3.1.7)
.
Объем воды для приготовления кислотного раствора:
, (3.1.8)
.
Приготовление кислотного раствора. Наливаем в мерник 2,39 м3 воды, добавляем к воде 0,0056 м3 ингибитора В-2; 0,105 м3 уксусной кислоты, 1,29 м3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешиваем. Затем добавляем в раствор 0,0026 кг хлористого бария, хорошо перемешиваем раствор, через 5 минут после этого добавляем 0,0084 м3 интенсификатора Марвелан, раствор снова перемешиваем и оставляем его на 2-3 ч до полного осветления, после чего перекачиваем раствор в цистерну Азинмаш-30А и другие емкости.
Норма расхода раствора глинокислоты vp составляет 0,3 м3 на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора глинокислоты (VГК):
,
.
Глинокислота содержит 4 % HF и 10 % HCL, тогда объем HF составит:
, (3.1.9)
.
Объем соляной кислоты составит:
, (3.1.10)
.
Объем товарной соляной кислоты составит:
.
В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:
.
В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого определим по формуле:
.
Количество интенсификатора (принимаем Марвелан) определяем по формуле:
.
Объем хлористого бария, количество которого определяется по формуле:
.
Объем воды для приготовления кислотного раствора:
Vв=Vгк-Vк- (3.1.11)
Vв = 0,84-0,39-(0,032+0,0017+0,0025+0,00079)=0,41м3.
Порядок приготовления раствора глинокислоты: в емкость заливается вода, но не в полном расчетном объеме, а на 100-200 л на каждый 1 м3 меньше. Затем заливается полный расчетный объем товарной соляной кислоты и все добавки. Только после этого заливается расчётный объем плавиковой кислоты и доливается оставшаяся часть расчетного объема воды строго до отметки общего запланированного объема кислотного раствора.
При закачке кислота заполняет выкидную линию внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 100 м от насосного агрегата:
(3.1.12)
промывочные трубы внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 1145 м:
(3.1.13)
Объем промывки скважины составит:
(3.1.14)
Результаты расчётов по рекомендованным скважинам Илькинского месторождения приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Результаты расчета технологического процесса проведения ГКО на скважинах Илькинского месторождения
Параметры |
Номера скважин |
|
1639 |
1840 |
|
Внутренний диаметр насадки , м |
0,0254 |
0,0254 |
Объем раствора соляной кислоты, м3 |
2,8 |
1,1 |
Объем товарной кислоты, м3 |
1,29 |
0,55 |
Объем уксусной кислоты, м3 |
0,105 |
0,040 |
Объем ингибитора, м3 |
0,0056 |
0,0021 |
Объем интенсификатора, м3 |
0,0084 |
0,0032 |
Количество хлористого бария, кг |
10,52 |
4,47 |
Объем хлористого бария, м3 |
0,0026 |
0,0011 |
Объем воды, м3 |
2,39 |
0,46 |
Объем раствора глинокислоты, м3 |
0,84 |
1,27 |
Объем HF, м3 |
0,034 |
0,051 |
Объем HCL, м3 |
0,084 |
0,005 |
Объем товарной соляной кислоты, м3 |
0,39 |
0,66 |
Объем уксусной кислоты, м3 |
0,032 |
0,047 |
Объем ингибитора, м3 |
0,0017 |
0,0025 |
Объем интенсификатора, м3 |
0,0025 |
0,0038 |
Количество хлористого бария, кг |
3,16 |
5,34 |
Объем хлористого бария, м3 |
0,00079 |
0,00134 |
Объем воды, м3 |
0,41 |
0,55 |
Объем промывки, м3 |
10,58 |
10,60 |
Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке агрегатом на 3 скорости в скважину жидкости с расходом q=4,76 л/с.
, (3.1.15)
где
Рзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа;
Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, Мпа;
Рт – потери давление на трение, МПа.
q, (3.1.16)
где
Рпл – пластовое давление, МПа;
q – расход реагента при закачке, л/с;
К – скорость подачи реагента.
Гидростатическое давление столба продавочной жидкости:
Рж=ρ·g·Н, (3.1.17)
где
Н – глубина скважины м;
ρ – плотность скважинной жидкости кг/м3;
g – ускорение свободного падения м/с.
Потери давление на трение:
, (3.1.18)
где
V – скорость движения жидкости по трубам, м/с;
Н – глубина скважины, м;
ρ – плотность скважинной жидкости кг/м3;
d – внутренний диаметр НКТ, м.
Скорость движения жидкости по трубам:
, (3.1.19)
где
q – расход агрегата, л/с;
d – внутренний диаметр НКТ, м.
Коэффициент гидравлического сопротивления, рассчитываемый в зависимости от числа Рейнольдса – Re.
Для ламинарного режима:
(3.1.20)
где
– коэффициент гидравлического сопротивления, д.ед.;
Re – число Рейнольдса.
Для турбулентного режима:
, (3.1.21)
, (3.1.22)
где
– динамическая вязкость продавочной жидкости, мПа*с;
V – скорость движения жидкости по трубам, м/с;
ρ – плотность скважинной жидкости кг/м3;
d – внутренний диаметр НКТ, м.
Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:
, (3.1.23)
где
Vк – объем кислотной композиции, м3;
Vн – объем нефти для продавки композиции в пласт, м3;
Vп – объем промывочной жидкости, м3;
q – расход агрегата, л/с.
Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Исходные данные по скважине № 1639 Илькинского месторождения
Показатели |
Ед.изм. |
скв. 1639 |
Глубина кровли пласта |
м |
1993,2 |
Диаметр обсадной колонны |
м |
0,146 |
Внутренний диаметр гибкой трубы |
м |
0,0254 |
Объем композиции |
м3 |
1,29 |
Объем сточной воды для продавки композиции |
м3 |
0,6 |
Объем сточной воды для промывки скважины |
м3 |
10,58 |
Пластовое давление |
МПа |
13,1 |
Плотность сточной воды |
кг/м3 |
1150 |
Вязкость сточной воды |
мПа*с |
1,6 |
Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке агрегатом на 3 скорости в скважину жидкости с расходом q=4,76 л/с.
Максимальное забойное давление при продавке раствора:
Гидростатическое давление столба продавочной жидкости:
Рж=1150·9,81·1993,2=12,5МПа
Скорость движения жидкости по трубам, м/с:
Число Рейнольдса – Re:
Режим движение жидкости в трубах – турбулентный, следовательно коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле:
Потери давления на трение будет равным:
Давление на выкиде насоса:
Рвн=19,1-12,5+6,2=12,83 МПа
Итак, при закачке кислотного раствора агрегат работает на 3 скорости при диаметре плунжера 100мм. Давление на выкиде насоса (12,83 МПа) больше, чем необходимо для продавки в пласт раствора с дебитом 4,76 л/с.
Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:
.
Результаты расчетов по рекомендуемым скважинам Илькинского месторождения показаны в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Результаты расчетов технологического процесса по скважинам Илькинского месторождения
Показатели |
Ед.изм. |
Номера скважин |
|
1639 |
1840 |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
Глубина кровли пласта |
м |
1993,2 |
1896 |
Продолжение таблицы 3.4
1 |
2 |
3 |
4 |
Диаметр обсадной колонны |
м |
0,146 |
0,146 |
Внутренний диаметр гибкой трубы |
м |
0,0254 |
0,0254 |
Объем композиции |
м3 |
1,29 |
0,55 |
Объем сточной воды для продавки композиции |
м3 |
0,6 |
0,6 |
Объем сточной воды для промывки скважины |
м3 |
10,58 |
10,60 |
Пластовое давление |
МПа |
13,1 |
14,8 |
Плотность сточной воды |
кг/м3 |
1150 |
1150 |
Вязкость сточной воды |
мПа*с |
1,6 |
1,6 |
Забойное давление |
МПа |
19,1 |
24,8 |
Гидростатическое давление |
МПа |
12,5 |
11,4 |
Скорость движения в трубах |
м/с |
9,40 |
9,40 |
Число Рейнольдса |
- |
16561,76 |
16591,60 |
Коэффициент гидравлического сопротивления |
д.ед |
0,028 |
0,028 |
Потери давления на трение |
МПа |
6,164 |
6,339 |
Давление на выкиде насоса |
МПа |
12,83 |
12,02 |
Продолжительность нагнетания реагентов |
ч |
0,73 |
0,68 |