foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Источники водоснабжения системы ППД

На Приобского нефтяном месторождении в 1991 году начата закачка воды в целях поддержания пластового давления  (ППД)

По состоянию на 01.01.97г.   в продуктивные пласты закачено 3657,5 тыс.м3 подземной воды апт-абль-сеноманского комплекса, в т.ч. в 1996 году – 778,5 тыс. м3.

За время эксплуатации системы ППД лишь в 1992-1993 гг. были выполнены годовые задания по закачке воды в пласт. Впоследствии невыполнение годового планового задания составляло от 1 до 13%, то есть в целом было достаточно близко к плановому.

По промысловой отчетности невыполнение плана связывается в первую очередь с дефицитом воды, возникшего из-за плохой работы водозаборных скважин.

Плановые и фактические объемы закачки воды за 1991-1996гг представлены в табл.4.9., рис. 4.16.

Таблица 4.9. Динамика объемов закачки подземной воды в системе ППД

 

Год

Объем закачки подземной воды, тыс. м³

Плановый

Фактический

Годовой

Накопленный

Годовой

Накопленный

1991

115

115

100

100

1992

621

736

621

721

1993

735

1471

735

1456

1994

725

2196

719

2175

1995

713

2909

704

2879

1996

817

3726

778,5

3657,5

 

 
 

Рис. 4.16. Динамика плановых и фактических объемов закачки воды

 

Требования к системе ППД  и качеству воды

              

С 1 июля 1990 г. введен в действие отраслевой стандарт  ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения пластов. Требования к качеству », которым определены показателии нормы качества воды:

         1.Водородный показатель pH(от 4,5 до 8,5).

         2.Фильтрационные характеристики.

         3.Совместимость с пластовой водой и породой.

         4.Размер частиц механических примесей.

         5.Содержание нефти и механических примесей.

         6.Содержание растворенного кислорода (до 0,5 мг/л).

         7.Набухаемость пластовых глин.

         8.Коррозионная активность.

         9.Содержание сероводорода.

       10.Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий.

       11.Содержание трехвалентного железа.

Стандарт обязателен для всех предприятий и организаций, осуществляющих проектирование новых и реконструкцию существующих установок подготовки воды для заводнения нефтяных пластов. Однако в действительности до настоящего времени контроль качества вод, используемых для заводнения, ведется практически повсеместно по двум показателям – содержанию нефти и механических примесей, которые были определены  СТП 0148463-007-88  «Временные нормы содержания твердых  взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах поддержания пластового давления на месторождениях Главтюменнефтегаза».  Для того чтобы выполнить требования  ОСТ 39-225-88 необходимо не только значительное расширение работ по контролю качества, но и радикальное изменение технологии подготовки воды перед использованием ее в системах ППД. Если до настоящего времени подготовка нефтепромысловых сточных вод заключалась в очистке ее от нефти и механических примесей, а пресные воды никак не обрабатывались вообще,  то по  ОСТ  39–225-88  потребуется организация таких технологических процессов как обескислораживание, удаление сероводорода, подавление сульфатвосстанавливающих и других микроорганизмов (стерилизация ), обезжелезивание, ингибирование с целью предупреждения выпадения солей и снижения коррозионной активности вод.

К настоящему времени некоторые из этих технологических процессов испытывались и применялись на месторождениях Западной Сибири. Это относится к применению ингибиторов коррозии и солеотложения, а также подавлению микроорганизмов с помощью химических реагентов (биоцидов). Такие технологические процессы как обескислораживание, удаления сероводорода и ионов железа из вод никогда не испытывались. О сложности такой задачи говорит то обстоятельство, что до настоящего времени далеко не во всех городах и населенных пунктах области осуществляется обезжелезивание питьевой воды, не говоря о технической. Предварительные технологические проработки показывают, что для организации подготовки воды по  ОСТу 39-225-88 потребуется коренное изменение технологии подготовки воды, многократное увеличение затрат на подготовку воды перед закачкой ее в продуктивные пласты.

В принципе, вода должна иметь качества, которые позволяют закачивать ее в нефтяные пласты при заданном расходе и допустимых давлениях с наименьшими затратами. Вода не должна вызывать коррозию, большую той, которая может быть признана экономически допустимой в течении времени, необходимого для извлечения промышленных запасов нефти.

При таком определении к качеству воды можно применить два основных критерия:

- пригодность для нагнетания в конкретные продуктивные пласты;

-предотвращение коррозионного действия трубопроводов и оборудования.

Пригодность воды означает, что необходимый объем ее может быть закачан в пласт при экономически оправданных величинах давления. Необходимо так же иметь ввиду, что завышенные нормы качества воды приведут к неоправданным дополнительным затратам и усложнению схем очистки воды.

В настоящее время существуют научно-обоснованные допустимые нормы только по содержанию в закачиваемой воде твердых взвешанных веществ (ТВВ) и нефтепродуктов, приведенные в  СТП 0148463-007-88. Другие документы и источники содержат лишь рекомендуемые нормы, которые носят общепринятый характер. Например, рекомендуется, что в воде, закачиваемой в пласт, не должно содержаться более чем 10 клеток сульфато-  восстанавливающих бактерий на 1 мл, растворенного кислорода – не более 0,5-1,0 мг/л, окисного железа не более 0,3 мг/л, pHот 7,8-8,0.

С учетом того, что данные нормы имеют общепринятый характер, а для конкретных рекомендаций необходимо учитывать все особенности района и месторождения, нормировать воду по химическому составу необходимо на основании лабораторных и опытных работ. Для приобского месторождения указанные работы не проводились.

Допустимые нормы в закачиваемых водах Приобского месторождения, рассчитанные по СТП  0148463-007-88 «Временные нормы содержания ТВВ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах ППД на месторождениях Главтюменнефтегаза» и уточненные на основании анализа динамики приемистости нагнетательных скважин Приобского месторождения составляют: для пластов АС10 и АС11  соответственно  –  20 мг/л и 30 мг/л  (при закачке сточной воды), для пласта АС12  –  10 - 15 мг/л. Для пласта АС12  нормы приведены исходя из возможностей отечественного оборудования, рекомендуется подобрать импортное оборудование, способное обеспечить более низкое содержание ТВВ и нефтепродуктов в воде (порядка 5 мг/л) после очистки, что обеспечит закачку воды в пласт АС12 в заданных объемах и при заданном давлении.

Контроль за качеством закачиваемой воды включает определение количества и размеров ТВВ и содержание кислорода. В соответствии с РД 39 –1–1155 - 84   «Основные положения по качеству поверхностных  пресных и промысловых сточных вод, применяемых для закачки в пласт на месторождениях Западной Сибири», периодичность отбора проб и анализов пресной воды на количество ТВВ составляет: на водозаборных сооружениях и КНС один раз в неделю; на устьях нагнетательных скважин один раз в месяц по  двум контрольным скважинам. Размер ТВВ контролируется один раз в квартал, а содержание кислорода – один раз в месяц.

При выборе оборудования и технологии подготовки воды для закачки в пласты на Приобском месторождении учитывались требования действующих нормативных документов по качеству воды в системе ППД  (ОСТ  39-225-88                

«Вода для заводнения пластов. Требования к качеству»;   СТП   0148463-007-88  «Временные нормы содержания ТВВ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах ППД на месторождениях Главтюменнефтегаза»), а также опыт эксплуатации системы ППД на Приобском месторождении.

Согласно данным о работе системы  ППД  Приобского месторождения за 1996 -1998 г., в т.ч. водозаборных сеноманских скважин и существующей системы очистки сеноманской воды, представленных Дирекцией ОМНГ  ОАО  «Юганскнефтегаз», можно сделать следующие выводы:

- реальные дебиты водозаборных скважин, оборудованных погружными насосами типа УЭЦН и ЭЦН, составляют от 450 до 1150 м3/с  и имеют тенденцию к снижению из-за засорения призабойной зоны;

- для очистки и дегазации сеноманской воды используются гидроциклоны и горизонтальные сепараторы, что позволяет отсепарировать газ и снизить содержание ТВВ на приеме КНС в 2-6 раз по сравнению с водой из водозаборных скважин;

- среднее содержание ТВВ в сеноманской и пресной воде за 1996-1997г. г. до и после очистки приведено в таблице 4.10.  Увеличение содержания  ТВВ после очистки в отдельные периоды было вызвано неудовлетворительной работой оборудования по очистке воды и несвоевременным удалением накопившихся осадков. Увеличение содержания мехпримесей в исходной воде, подаваемой из сеноманских скважин, объясняется неэффективной работой забойных фильтров в водозаборных скважин;

- использование пресной воды для закачки в пласт (от плавучей водоносной) в период 1997-1998 г.г. показало сравнительно невысокое содержание   КВЧ  в закачиваемой воде без дополнительной очистки (от 2 до 20 мг/л в зимний период и повышаясь до 120 мг/л в паводковый период).

Вывод:

- используемая система очистки недостаточна для очистки воды для Приобского месторождения, согласно требованиям СТП 0148463-007-88 (особенно для пласта АС12  );

- используемые погружные насосы (типа УЭЦН и ЭЦН) имеют низкий коэффициент эксплуатации (от 0,4 до 0,56) ввиду их незначительного межремонтного  периода (МРП), а также из-за отсутствия качественных фильтров на забое скважин.

Учитывая, что добываемая вместе с нефтью пластовая вода подлежит полной утилизации (т.е. закачке в пласт) при выборе установок для предварительного сброса воды и УПН, а также оборудования для очистки пластовой воды после УПСВ и УПН, необходимо учитывать требования к качеству воды, закачиваемой в продуктивные пласты Приобского месторождения.

 

Таблица  4.10. Содержание ТВВ в закачиваемой воде на КНС и в водозаборных скважинах, мг/л   за 1996-1997г.г.

 

Дата

Содержание ТВВ в закачиваемой воде, мг/л

На  КНС

по водозаборным скважинам

В среднем по скважинам

До обработки

После обработки

№ 1

№ 2

№ 3

№ 4

№ 6

 

1996 год

Январь

119

64,5

-

-

-

-

-

-

Февраль

29,7

18,7

68,4

-

-

75,2

84,3

76,0

Март

62,1

34,4

-

-

-

-

-

-

Апрель

48,6

70,9

155,1

-

-

33,4

42,7

77,1

Май

215,4

87.3

81.8

35,9

-

23,6

-

47,1

Июнь

39,4

29,8

63,1

-

-

43,0

34,1

46,7

Июль

44.5

27.5

46,3

55,2

32,7

27.1

36,2

39,5

Август

62,1

44,2

22,4

63,0

239,0

27,0

50,1

80,3

сентябрь

48,1

20,0

36,1

20,0

44,0

11,4

17,5

25,8

октябрь

674,0

130,1

954,9

31,85

41,6

102,1

74,8

241,0

ноябрь

178,3

72,0

-

168,6

71,2

56,5

38,9

83,8

декабрь

69,8

50,1

-

51,4

73,3

104,2

-

76,3

За год в среднем

132,6

54,1

178,5

60,8

83,6

50,3

47,0

84,0

 

1997 год

Январь

19,3

19,2

19,8

59,1

58,2

-

44,6

45,4

февраль

24,7

41,0

69,9

30,8

50,6

-

32,8

46,0

Март

40,5

57,4

-

52,3

-

59,6

74,0

62,0

Среднее за 3 мес.

32,6

49,2

44,9

47,4

54,4

59,6

50,5

55,0

                               

 

В воде, отобранной из скважины № 3 в 1996г., содержание ТВВ изменяется от 32,7 мг/л (июль) до 239 мг/л (август), в среднем составляя 84,0 мг/л. За три первых месяца 1997г. количество ТВВ в воде также немного превышало допустимые нормы, в среднем составляя 54,4 мг/л.

Содержание ТВВ в воде, отобранной из водозаборной скважины № 4, изменяется от 11,4 мг/л (сентябрь) до 104,3 мг/л (декабрь), в среднем составляя 50,3 мг/л. В 1997г. количество ТВВ в воде в марте составляло 59,6 мг/л.

В воде отобранной из скважины № 6 в 1996г.,  содержание ТВВ изменялось от 17,5 мг/л (сентябрь) до 84,3 мг/л (февраль), в среднем составляя   47,0 мг/л. За три первых месяца 1997г. количество ТВВ в воде изменялось от 32 мг/л до 74 мг/л, в среднем составляя 50,5 мг/л.

Отсюда следует вывод, что  на месторождении содержание ТВВ в закачиваемой воде превышает допустимые нормы. В первые месяцы 1997г. содержание ТВВ в воде гораздо ниже, чем в 1996г., составляя в среднем 30,0 – 60,0 мг/л.

 

Комплексная обработка призабойной зоны пласта

 

Комплексная обработка призабойной зоны пласта нагнетательной скважины производится с целью улучшения  ее приемистости

На Приобском месторождении в 1997 году проводились работы по двум направлениям:

1.Комплексные обработки призабойной зоны пласта (КОПЗП) нагнетательных скважин.

2.Закачка составов, регулирующих нефтевынесение и нефтеизвлечение.

Комплексные обработки призабойных зон нагнетательных скважин проводились с целью улучшения фильтрационных качеств призабойных зон и восстановления приемистости нагнетательных скважин, работающих на пласт БС-    и скважин, работающих на пласт БС-   .

Все работы проводились на скважинах, имеющих чистый забой, недавний срок КРС или на скажинах, где ОПЗ (обработка призабойной зоны пласта) силами КРС не удалась.

Обработки проводились в три цикла, каждый из которых состоял из двух этапов:

1.Глинокислотная обработка.

2.Продавка 3% раствором неионогенного ПАВ.

При приготовлении глинокислоты использовалась 11% соляная кислота с расходом 0,5-0,6 м3 на один погонный метр перфорированной мощности пласта и бифторид-фторид аммония в качестве, обеспечивающем 5% концентрацию HF в глинокислоте.

Всего обработано 18 скважин, что по количеству соответствует опытно-промысловым работам. Поскольку подобные обработки на Приобском месторождении ранее не проводились, удельный расход кислоты пришлось подбирать опытным путем, постепенно снижая его с 0,8 м3/м до 0,4 м3/м. Дальнейшее снижение расхода было бы не целесообразно. Интервал перфорации в нагнетательных скважинах колеблется от 25 до 45 м, при этом активно принимают воду лишь 4-5 метров частов кровельной части пласта. Для проработки этого интервала достаточно и 8 м3 кислоты на скважину, при этом основноая часть перфорированного интервала остается без воздействия.

Учитывая подобную ситуацию, было предложено не снижая далее удельного расхода кислоты (что позволяет еще и не снижать продолжительности эффекта), закачивать перед пачкой глинокислоты  небольшого количества мягкого тампонирующего вещества. Для этого подходят нефрас, дизельное топливо, нефть. Применение реагентовувеличивало стоимость скважино-обработки на 15-20 миллионов, поэтому были проведены пробные обработки с использованием нефти. Все обработки успешны. Во всех случаях приемистость скважин достигла планируемой величины. Продолжительность эффекта в среднем 7-9 месяцев (в двух случаях  5 месяцев). Дополнительно добыто 5000 тн нефти.

Регулирование нефтевынесения и нефтеизвлечения. В направении ДОМНГ в отчетном году выполнено лишь одно мероприятие : на КНС-1 была произведена обработка воды бактерицидом ЛПЭ-11 по специально разработанной ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» и утвержденной программе по борьбе с биокоррозией оборудования в системе ППД и борьбой с биоценозом в нефтяных пластах. Работа была направлена на защиту водоводов от коррозии, одновременно оценивалось ее влияние на регулирование нефтевынесения. В низконапорный водовод в течение 24 часов дозировался бактерицид, с дозировкой, обеспечивающей его концетрацию 3-4 кг в 1 тн закачиваемой воды. Всего было закачано 15 тн реагента. Эффект в области дополнительной добычи не оценивался из-за трудности с определением зоны реагирования. Целесообразность подобных обработок для Приобского месторождения заключается не только в подавлении биокоррозии. Раствор ЛПЭ-11 предотвращает процесс набухания глин, что актуально при переходе на закачку бактерицида  в отдельную нагнетательную скважину с нормально работающей зоной реагирования для определения влияния на процесс нефтевытеснения.  

Прежде чем приступить к расчету кислотной обработки, необходимо собрать по скважине информацию, которая обобщается в геолого - техническую характеристику.

Исходные данные (по скважине №102, куст №100) представлены в таблице 4.11.

Таблица 4.11. Исходные данные

Интервал перфорации, м

2857-2864

2867,6-2884,4

2911,2-2926

Приемистость,  м3/сут

80

12

12

Толщина продуктивного пласта, м

7

16,8

14,8

    %

70

15

15

Кондуктор

Диаметр, мм

245

-

-

Глубина, м

810

-

-

Эксплуатационная колонна

Диаметр, мм

146

-

-

Глубина, м

2990

-

-

Искусственный забой, м

2979

-

-

Текущий забой, м

2979

-

-

 

Замер приемистости скважины.

В ходе проведения операции, приемистость скважины изменяется, важно знать, начальную приемистость скважины и характер ее изменения. Как правило приемистость начальная, промежуточная и конечная замеряется одним агрегатом, с тем чтобы уменьшить погрешность измерений.

Замер производится следующим образом, агрегатом в скважину подается вода объемом V= 6 м3. Засекается время и контролируется объемный расход за 1 мин.

Так как суточная приемистость составляет 80 м3/сут, следовательно минутный объем составит 0,056 м3/сут.

Режим обработки скважины. В соответствии с технологией КОПЗП, обрработка скважины разбита на 3 отдельных цикла выполняемых в различные дни, это связано с уменьшением приемистости скважины, невозможностью закачки всего необходимого объема за одну смену и недопустимостью закачки опасных химреагентов в ночное время.

Каждый цикл состоит из закачки заданного объема кислоты с последуюпродавкой раствором ПАВ.

В соответствии с утвержденной методикой Главтюменьнефтегаза по расчету солянокислотной обработки, на каждый метр перфорированного пласта расход должен составлять от 0,5 до 1 м3 , 11% раствора соляной кислоты HCl.

Исходя из суммарной толщины перфорированного интервала 38 м, расчетная потребность в растворе соляной кислоты составляет:

         Vк.р.= 38 м3.

Товарная кислота имеет 22%-ную концентрацию, следовательно товарной кислоты потребуется 19 м3. По технологическим причинам примем 18 м3, так как это потребует использования трех кислотных агрегатов.

Рассчитаем потребность в БФФА ( бифторид-фторид аммония или плавиковая кислота). Необходимая концетрация плавиковой кислоты - 3% от рабочего раствора глинокислоты.

 

Определим массу кислотного раствора:

                       

                  Gк.р= Vк.р· рк.р,                                                                                                                        (4.2.)

где Vкр=38 м3 – объем  раствора глинокислоты;

      ркр = 1,05 г/л – плотность раствора глинокислоты.            

Подставив значения получим:

Gк.р = 38· 1,05 =39,9тн.

 

Определим концентрацию  плавиковой кислоты по формуле (4.3.):

 

              Gп.к. = Gк.р· 3 /100;                                                                          (4.3.)

Подставив полученные значения, получим:

Gп.к.=39,9 ·3 /100=1,2 тн.

 

Массу плавиковой кислоты (HF) рассчитаем по формуле (4.4.).

Поскольку товарная форма HF 40% концентрации по основному веществу то объем товарной HF- Vп.к. ,  должен составить:

 

               Gп.к. = Gп.к. · 100 /40,                                                                     (4.4.)

Подставив значения, получим:

Gп.к. = 1,2 ·100 /40 = 3 тн.

 

Далее выполним расчет необходимого количества интенсификатора.

Для снижения поверхностного натяжения между кислотой и породой пласта для увеличения глубины проникновения кислотного состава применяется 2% раствор неиогенного ПАВ - неонол СНО-3Б. И того потребность в неонолеVсно составит:

                Vсно =Gк.р+ Gп.к. ,                                                                           (4.5.)

Подставив, получим

Vсно = 39,9 + 3 = 42,9 м3.

Следовательно масса неонола Gсно , составит при его 2% концентрации:

                          Gсно = Vсно ·2 / 100,                                                            (4.6.)

Подставив значения, имеем:

Gсно = 42,9 ·2 / 100 = 0,858 тн.

 

Поскольку товарная форма неонола имеет 80% концентрацию, следовательно объем требующейся товарной формы неонола Gсно т.  составит:

                       Gсно т. = Gсно ·100 / 80,                                                            (4.7.)

Подставив, получим:

Gсно т = 0,858 ·100 / 80 = 1,07 тн.

 

Расчитаем объем ПАВ необходимый для приготовления продавочного раствора. Принятый общий объем продавочного раствора, на Приобском месторождении составляет 45 м3. В растворе продавки должно содержаться 2% ПАВ, типа неонол СНО-3Б. Следовательно, потребность в неоноле составит Vпав = 0,9 тн. Поскольку товарная форма неонола имеет 80% концетрацию, получим следующий объем Gпав :

                        Gпав = Vпав ·100 / 80,                                                            (4.8.)

Подставив значения, имеем:

Gпав = 0,9 ·  100 / 80 = 1,125 тн.

 

Расчитанные таким образом объемы глинокислоты и продавочного раствора делятся на 3 части и закачиваются циклически в течение трех смен. Между закачками скважина запускается в работу продавливая таким образом химреагенты в глубь пласта. Закачка производится на максимальной скорости, выдержки на реакцию не дается. Максимальная скорость закачки, отсутствие выдержки на реакцию, увеличение обьемов химреагентов - все это направлено на обработку удаленных зон пласта.

Проведенный расчет характерен для НТПУ ЮНПХ. В тоже время исследования по минералогии пласта, состояние солеотложений в трубах и исследования компонентного состава закачиваемой и добываемой воды, говорят о недостаточности такого подхода. При проведении солянокислотных обработок особенно на добывающих скважинах, необходимо применение до 10 единиц различных присадок, контролирующих коррозионную активность кислоты, уровень растворенного в кислоте железа, скорость взаимодействия кислоты с карбонатами и т.д.

По-моему мнению, расчет кислотного раствора для обработки на данной скважине должен выглядеть следующим образом:

Рассчитаем основные параметры солянокислотной обработки призабойной зоны пласта в нагнетательной скважине 102, куст 100 Приобского месторождения, исходные данные которой приведены в таблице 4.12.

Таблица 4.12. Исходные данные

Терригентный продуктивный горизонт

АС12

Вскрытая толщина пласта, м

38

Техническая соляная кислота концентрацией, %

27,50

Температура приготовления кислоты, С

15

Плотность соляной кислоты при 25 С, кг/м3

1134

Концентрация кислотного раствора, %

13,50

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

146

Глубина спуска, м

2990

 

Используем агрегат Азинмаш -30.    

    Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора , устанавливаемой экспериментально , а также к расчёту необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов . Норма расхода кислотного раствора vр составляет 1-2 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта . Тогда объём кислотного раствора :

          Vр= vр  h ,                                                                                           (4.9.)

где h - обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м.

Подставив значения, имеем

Vр = 38 · 1,1 = 41,8 м3

 

Вычисляем объём товарной кислоты по формуле:

  

            Vр · х р (5,09 х р + 999 )

Vк = ––––––––––––––––––––––––     ,                                                      (4.10.)

         х к  ( 5,09· х к + 999)  

 

где  х р  = 27,5%, х к = 13,5%соответственно концентрации кислотного раствора и товарной кислоты.

Подставив значения в формулу (4.10.), имеем:

 

            41,8 · 14 (5,09 · 14 + 999)

Vк = ––––––––––––––––––––––––  = 20 м3.                                                

            27,5 ( 5,09 ·  27,5 + 999) 

 

Рассчитываем полтность кислоты при t = 15 °С:

         рк15 = рк25 + (2,67 · 10-3 рк25  - 2,52)  ( t - 15 ) ,                             (4.11.)

где рк25 - плотность кислоты при температуре 25 °С.

 

              рк15 = 1134 + (2,67  · 10-3· 1134 - 2,52 ) ( 25 - 15 )= 1139 кг/м3

 

Если в процессе хранения и транспорта концентрация кислоты изменяется, то с учётом этого изменения объём товарной кислоты (в м3) V»к  рассчитывают по формуле:

                  Vр 5,09 х р (5,09 х р + 999)

  V»к  =  ––––––––––––––––––––––––  ,                                                    (4.12.)                                              

                         рк15  (рк15  - 999 )  

Подставив значения, имеем:

                  41,8 5,09 ·14 (5,09 14 + 999)

  V»к  =  ––––––––––––––––––––––––  = 20,1 м3

                         1139  (1139 - 999)  

 

Рассчитываем количество хлористого бария по формуле:

 

            Gхб =21,3 Vр (а х р / х к - 0,02),                                                       (4.13.)

где а = 0,4% - объёмная доля серной кислоты ,в товарной соляной кислоте.

Подставив получим:

  Gхб =21,3  · 41,8 ( 0,4 · 14 / 27,5 - 0,02 ) = 181,4 кг.

 

Объём хлористого бария:

            V хб = Gхб / рхб,                                                                              (4.14.)           

где рхб = 4000 кг/м3 - плотность раствора хлористого бария, кг/м3.

Подставив значения получим:

V хб =181,4 / 4000 =0,045 м3                                                                          

 

В качестве стабилизатора используем уксусную кислоту ,объём которой рассчитывают по формуле :

          

 V ук = b ук  Vр / с ук ,                                                                                  (4.15.)                                          

где b ук = 3% - норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты;

     с ук = 80% - объёмная доля товарной уксусной кислоты.

Подставив значения получим:

          V ук = 3 · 41,8 / 80 = 1,567 м3 .

 

Объём ингибитора:

            V и = b и  Vр / с и ,                                                                          (4.16.)            

где bи = 0,2% - норма добавки ингибитора, %. В качестве ингибитора используем реагент В-2

       с и = 100% - объёмная доля товарного ингибитора, %.

Подставив значения, имеем:           

V и =0,2 · 41,8 / 100 = 0,0836 м3 .

 

Объём интенсификатора:

            V ин = b ин Vр / 100,                                                                         (4.17.)                                                                                                   

где b ин - норма добавки интенсификатора, %.В качестве интенсификатора используем  Марвелан-К, то b ин = 0,3 %.

Подставив значения, получим:

V ин = 0,3 · 41,8 / 100 = 0,1254 м3 .

 

Объём воды для приготовления кислотного раствора :

          V в = Vр -  Vк -(Vхб +Vук +Vи +Vин ),                                               (4.18.)

    

Подставив значения, получим:

Vв = 41,8 - 20 - (0,045 + 1,567 + 0,0836 + 0,125 ) = 119,98 м3

 

Порядок приготовления кислотного раствора следующий: наливают в ёмкость воду ,добавляют к воде расчётные объёмы нигибитора Vи ,уксусной кислоты Vук, а затем расчётное количество товарной соляной кислоты , тщательно перемешивая.Затем добавляют хлористый барий Vхб  и интенсификаторVин. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления.

В реальных условиях применение детального расчета СКО осложняется остановкой заводов производящих редкие присадки, высокой стоимостью данных химреагентов, отсутствием точного технологического кнторля  за проведением кислотных обработок ( в НГДУ институт технологов практически не существует, не существует мобильных приборов для замера уровня железа, концентрации кислоты и др. Из всех требований к кислотным обработкам осталось единственное и самое жесткое - максимальная дешевизна..

Далее проводим расчет объема продавки.

При закачке химреагентов недопустимы случаи когда после проведения работ, реагент остается в НКТ, поэтому крайне важной и обязательной является продавка реагента в пласт.

Объем продавки должен соответствовать обьему НКТ и объему оставшейся части колонны (до подошвы пласта) и превышать их на 10%.

Глубина залегания подошвы пласта L=2926м.

Глубина спуска НКТ- L1=2822м.

Расстояние между башмаком колонны НКТ и подошвой пласта L2= L- L1,

L2= 2926 - 2822=104м.

Диаметр наружный НКТ dн =73 мм, значение внутреннего диаметра НКТ dвн= 62мм. Наружный диаметр эксплуатационной колонны Dн=146 мм, внутренний диаметр эксплуатационной колонны, который при толщине стенки 8мм, равен Dвн= 130мм.

 

Объем продавочной жидкости рассчитаем по формуле:                                                                                                                                                                                                 Vпр.=1,1·[(3,14 dвн2)/4 ·L1+(3,14 Dвн2)/4 ·(L - L1)],                                   (4.19.)

Подставив значения, имеем:

Vпр.=1,1[(3,14·0,0622)/4 · 2822+(3,14* 0,013 2)/4 ·(2926-2822)]=9,37м3

 

Далее производим расчет процесса закачки.

Приемистость скважины 102, куст 100 составляет Q=80м3/сут, пластовое давление Р=16 Мпа, рассчитаем количество жидкости, которое скважина может принять в секунду, таким образом рассчитаем необходимую подачу агрегата.

Qл/с=80 ·103 / 24 ·3600 = 0,925 л/с.

Скважина может принимать 0,92 л/с при Р=16 Мпа. Для кислотной обработки выбираем агрегат АзИНМаш-30 (кислотный).

Техническая характеристика агрегата АзИНМаш-30 приведена в таблице 4.13.

Таблица 4.13. Технические характеристики АзИНМаш-30

Наименование

Характеристика

Двигатель насоса:

 

марка

ЯМЗ-206Н

мощность, л.с.

180

скорость вращения вала, об/мин.

2000

Насос:

 

диаметр приемного патрубка, мм

100

диаметр выкида, мм

50

производительность насоса 2 скорость, л/с

279

давление на выкиде на 2 скорости, МПа

33-50

 

Далее произведем расчет глубины проникновения кислотного раствора.

Целью подобной кислотной обработки является воздействие на удаленные части пласта, а не только призабойной зоны, поэтому достаточно достаточно важно знать возможную глубину проникновения химреагентов.

Объем реагентов поступивших в каждый из пропластков, будет пропорционален приемистости данного пропластка (см. материалы геофизики). Суммарный объем реагентов равен 85 тн. Таким образом объем поступивший в каждый пропласток равен:

 

                     V = Vобщ. ·%приемистости  ,                                                        (4.20.)

V1=0,7 ·85=59,5м3;

V2=0,15·85=12,75 м3,

V3=0,15·85=12,75 м3

 

Весь поступивший в пропласток раствор займет объем цилиндрической формы.

                          V = m  3,14 R1 h1 ,                                                                 (4.21.)

где m=0,15 - коэффициент пористости  пласта (учитывая, что наш раствор займет только поры пласта);

R - радиус фигуры, соответсявующий глубине проникновения раствора в пласт;

h- толщина пропластка.

 

Глубина проникновения в первый пропласток равна:

                   R1 =    (V1 / 3,14 m h1 ),                                                            (4.22.)

Подставив значения, получим

R1 =    ( 59,5 / 3,14 ·  0,15 ·7) = 4,25 м;

Таким образом видно, что кислотный раствор едва выходит за пределы поврежденной зоны (зоны проникновения бурового раствора), это говорит о необходимости примерно в трое увеличить объем закачки, поскольку не о какой глубоко проникающей обработке в этом случае говорить не приходится.

Для второго и третьего пропластков глубина проникновения рассчитывается аналогично по формуле 4.22.):

R2 =    ( 12,75 / 3,14 ·0,15 ·16,8) = 1,61м;

R3=    ( 12,75 / 3,14 ·0,15 ·14,8) = 1,82м;

        

Расчитаем объем горных пород способных впитывать раствор:

                       Vпл.1 = V1 / m,                                                                      (4.23.)

Подставив значения,имеем:

Vпл.1 =  59,6 / 0,15 = 396,6 м3

Анологично,

Vпл.2 = 12,75 / 0,15 = 85 м3;

Vпл.3 = 12,75 / 0,15 = 85 м3;

 

Далее составим план работ.

1.Завезти с МБТОиКО на куст химреагенты в количестве: соляная кислота в объеме 21 т., бифторид – фторид аммония =1,8 т., неонол СНО – 3Б

= 2,4 т.

2.Приготовить рабочий водный раствор глинокислоты, для этого бифторит-фторид аммония (БФФА) растворяют в мернике агрегата в горячей воде работой насоса агрегата «на себя», до полного растворения. Полученный раствор после остывания перемешивают с товарной соляной кислотой в емкости насосного агрегата АЗ-30 в соотношении 1: 1. Количество БФФА берут из расчета 50 кг на 1м3 разбавленной соляной кислоты, затем добавить 1,4 тн неонола из расчета 0.04 м3 на 1м3 разбавленной соляной кислоты.

3.Приготовить 45 м3 2%-го раствора неонола СНО-3Б, для чего 1м3 неонола перемешать с 45 м3 воды.

4.Объем растворов для закачки в скважину: глинокислота = 39,2 м3, неонол (2 %) = 45м3.

5.Отключить скважину от рабочего водовода.

6.Произвести обвязку наземного оборудования скважины, подключив к трубному пространству скважины насосные агрегаты ЦА-320 и АЗ-30.

7.Опрессовать нагнетательную линию при давлении 220 атм.

8.Открыть трубную задвижку, определить приемистость скважины с составлением соответствующего акта в присутствии представителя цеха.

9.Закачать с помощью насосного агрегата АЗ-30 раствор глинокислоты при давлении не выше давления нагнетания воды по трубопроводу.

10.Закачанный раствор с помощью агрегата ЦА-320 продавить в пласт раствором неонола в объеме 15 м3, не превышая давления нагнетания воды.

11.Закрыть скважину на реакцию на 2 часа.

Объем растворов для закачки в скважину за 1 цикл: рабочий раствор глинокислоты = 13,1 м3, раствор неонола  СНО-3Б (2 %) =15 м3.

12.Продавить химреагенты в пласт водой в объеме 15 м3.

13.Повторить работы по пунктам  2 - 12 до восстановления приемистости до 200 м3. Всего 3 цикла.

14.Подключить скважины под закачку.

15.После установления режима закачки определить приемистость скважины в присутствии представителя цеха с составлением соответствующего акта.

Далее определим количество затрачиваемоговремени на обработку.

Указанные расчеты производятся в документе называемом «Режимно - технологической картой». Данный документ составляется на основе единых норм времени «ЕНВ» на выполнение работ по химизации. Все работы делятся на отдельные операции затем вычисляются затраты времени на выполнение данных операций. Учитывая что необходимые объемы закачки велики, а приемистость скважины мала, работы проводятся за 3 дня (3 цикла). Режимная карта рассчитывается на один цикл работ. 

Подготовительно - заключительные работы (ПЗР) производятся один раз перед выездом на работу. В соответствии с ЕНВ работ по химизации примечание №1 из параграфа 1 на данную операцию отводится 0,2 часа, следовательно на проведение одной операции будет потрачено 0,2 часа. Затраты времени на производство 1 цикла обработки нагнетательной скважины в объеме 22,27 тн.

 

1.В ПЗР перед началом и концом смены задействованы: оператор 5 разряда - 1; оператор 4 разряда - 1; оператор 3 разряда -1.

Спецтехника: АЗ-30; ЦА-320; АЦ-7,5.

Для того, чтобы найти время,нужно объем работ умножить на норму времени:

3 ·0,2 = 0,6 час. 

Время на выполнение работ - 0,6 час.

2.Переезд с базы участка до МБТОиКО и обратно, задействованы:

для завоза соляной кислоты - оператор 4 разряда- 1.

Спецтехника: АЗ-30.

Для этого расстояние между этими пунктами -192 км умножаем на 2 и делим на 3, полученное умножаем на норму времени 0,03:

(192 ·2/3) ·0,03=3,84час;

Для завоза неонола время расчитывается аналогично:

(192 / 4 /3) ·0,03 = 0,48час

Спецтехника: АЦ-8.

Задействован оператор 4 разряда- 1.

Для завоза БФФА:

(192/3)·  0,03=1,92час.

 Спецтехника: АЦ-8.

Задействован оператор 4 разряда- 1.

3.Закачка на МБПТОиКО с ПЗР:

а)соляной кислоты:

 Спецтехника: АЗ- 30.

Задействован оператор 4 разряда- 1.

Объем работ 2, ЕНВ на эти работы 0.13 час.

10 м3 кислоты , ЕНВ 0,02. Отсюда:

(0,13 ·2) + (10 / 3)·  0,02) = 0,33 час.

Б) неонола:

Спецтехника: АЦ-8.

Задействован оператор 4 разряда- 1.

Расчитывается аналогично:

количество операций  1,  ЕНВ -0,13.

1,8 м3, деленные на 3 цикла, ЕНВ по каждому циклу 0,02, отсюда:

0,13 ·1 + 1,8 / 3·  0,02 = 0,14 час.

в)БФФА в мешках загрузка и разгрузка.

1 тн  деленная на 3 цикла по 0,38 час. по ЕНВ.

1 / 3 ·0,38 = 0,13 час.

Спецтехника: АЦ-8.

Задействован оператор 4 разряда- 1.

4)Перереезд база - куст - база.

240 км, ЕНВ 0,033, следовательно:

240 ·0,03 = 7,2 час.

5)Приготовление раствора грязевой кислоты

объем раствор 21,8 м3, ЕНВ составляют по каждому циклу;

(21,8 / 3)·  0,13 + (21,8 / 3) ·0,03 + (21,8 / 3) ·0,06 = 0,79 час.

Спецтехника: ЦА-320, АЗ-30.

Задействованы оператор 5 разряда- 1,

оператор 4 разряда- 1,

оператор 3 разряда- 1.

6)Приготовление раствора неонола.

Спецтехника: ЦА-320,АЦ-8, в зимнее время ППУ.

Задействованы оператор 5 разряда- 1,

                 оператор 4 разряда- 1,

                 оператор 3 разряда- 1.

Рассчитывается время аналогично:

(45 / 3)·0,13 +(45 / 3)·0,03+(45 / 3) ·0,06 = 1,48 час.

7)Закачка грязевой кислоты в скважину с ПЗР и задавка в пласт, ПЗР.

Спецтехника: ЦА-320, АЗ -30, в зимнее время ППУ.

Задействованы оператор 5 разряда- 1,

                              оператор 4 разряда- 1,

                              оператор 3 разряда- 1.

21,8 м3 раствора деленных на 3 цикла, одна операция 1,5часа по ЕНВ, и остальные 3 цикла по 0,12 час.

21,8 / 3 ·0,12 +21,8 / 3·0,12+21,8 / 3 ·0,12 = 2,38 час.

8)Закачка неонола в скважину с ПЗР, закачка+продавка и ПЗР.

Спецтехника: ЦА-320, АЦ-8, в зимнее время ППУ.

Задействованы оператор 5 разряда- 1,

оператор 4 разряда- 1,

оператор 3 разряда- 1.

Закачка 45 м3 неонола на 3 цикла составит 4,74 час. по ЕНВ.

Итого затраты времени составят  23,63 часа.

Затраты времени по каждому виду техники составят:

АЗ-30 = 7,54 час.

АЦ-8 = 9,29 час.

ЦА-320 =16,79час.

ППУ       8,39 час.(в зимнее время).

Затраты времени операторов составят:

оператор 5 разряда-  16,79 час.

оператор 4 разряда-  16,43 час.

оператор 3 разряда-  16,79 час

 

Статистика



Яндекс.Метрика