Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

±0,2

±0,3

±0,4

±0,5

±0,6

Поправку (произведение температурной поправки на разность температур) прибавляют к значению плотности, если она определена при температуре более +15°С, и вычитают, если температура ниже +15°С. Поправкой можно пренебречь, если она не превышает 0,001.

После корректировки плотности кислотного раствора добавляют в него 229 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 мин после этого добавляют 0,028 м3 интенсификатора Марвелана-К (О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2 - 3 ч до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-ЗОА и другие емкости.

4.3 Определение расчетных показателей при обработке скважины

Суммарный объем выкидной линии, насосно-компрессорных труб и затрубного пространства, м3:

где dк - внутренний диаметр выкидной линии, м;

l- длинна выкидной линии, м.

dB - внутренний диаметр НКТ, м;

h - глубина скважины, м;

DB - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

dнар - наружный диаметр НКТ, м;

hВП - расстояния от устья до верхних перфорационных отверстий, м

Необходимое давление на выкидке насоса при закачки в пласт кислотного раствора, МПа:

PВН=Pзаб-Pж+Pтр,

где Pзаб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа;

Pж - гидростатическое давление продавочной жидкости, МПа;

Pтр - потере давления на трении, МПа.

Неизвестные величины давлений в формуле (3.1) определим по формулам:

,

где Pпл - пластовое давление, МПа;

q - подача насоса, м3/с;

К - коэффициент продуктивности скаженны, м3 (сут*МПа);

,

где - плотность продавочной жидкости, кг/м3

.

где - коэффициент гидравлического трения;

- скорость продавочной жидкости в сечении трубопровода, м/с;

коэффициент трения вычислим по формулам:

при ламинарном режиме (Re<2300),

при турбулентном режиме (Re<2300),

где Re - число Рейнольдса;

- эквивалентная шероховатость поверхности трубопровода.

Для стальной сварной трубы с незначительной коррозией принимаем = 0,2 мм.

Число Рейнольдса:

.

где - динамическая вязкость продавочной жидкости, мПа*с.

В качестве продавочной жидкости используем нефть данного месторождения.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Исходные данные

Результаты расчета для различных значений q, соответствующих технологической характеристики ( приложение 2) агрегата Азинмаш - 30А, приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Расчет необходимого давления на выкиде насоса в зависимости от режима работы агрегата Азинмаш - 30А

В таблице 3.5 рн - наибольшее давление, создаваемое агрегатом Азинмаш-ЗОА при данной подаче.

Для проведения СКО выбираем режим №5 - работа агрегата Азинмаш-ЗОА на П-й скорости при диаметре плунжера насоса 120 мм. При этом давление на выкиде насоса (33,2 МПа) больше необходимого (19,69 МПа) для задавки в пласт раствора с дебитом 3,6-10-3 mVc .

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

Здесь Vпж - объем продавочной жидкости, м3. Последовательность закачки раствора в скважину следующая:

закачиваем кислотный раствор в объеме 6,94 м3;

- закрываем задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор (28,06 м3);

закачиваем продавочную жидкость в объеме 6,94 м3

закрываем задвижку на выкидной линии;

через 1,5 ч. вызов притока и освоение после нейтрализации кислотного раствора.

5. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Для обработки ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения соляной кислотой в разделе 3.2 проведен расчет основных показателей процесса при использовании 15%-го кислотного раствора НС1. Состав кислотного раствора был выбран на основании рекомендаций, сделанных при лабораторных исследованиях по изучению взаимодействия кислотных растворов различного состава с породами пласта.

Объем кислотного раствора (35 м3) был выбран с расчетом 1 м3 раствора на 1 м толщины пласта. Для приготовления такого объема 15%-го раствора HCI потребуется:

15,565 м3 воды;

0,070 м3 уротропина технического;

1,313 м3 уксусной кислоты;

18,024 м3 товарной соляной кислоты;

229 кг хлористого бария и 0,028 м3 интенсификатора Марвелана-К (О).

Общая продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора агрегатом Азинмаш-ЗОА на П-й скорости при диаметре плунжера насоса 120 мм с расходом 3,6 * 10-3 mVc составит 3,2 часа. После проведения СКО рекомендуется:

провести гидродинамические исследование скважины (ГДИ) с целью определения состояния призабойной зоны;

произвести лабораторный анализ на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты.

По результатам ГДИ и лабораторного анализа можно сделать соответствующие выводы об эффективности произведенного воздействия на ПЗП и о времени реагирования кислотного раствора в пласте.

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Экономический эффект от применения солянокислотного воздействия на ПЗП за счет увеличения текущей добычи нефти и газа можно определить по следующей методике.

Определяем количество дополнительно добытой нефти после СКО за фактическое время работы скважины на повышенном дебите по формуле

?Q=Qф-Qт-Qп,

где Qф - величина фактически добытой нефти из скважины за рассматриваемый период, определенная по замерам, в т;

Qт - теоретически возможная величина добычи нефти из скважины за тот же период без проведения СКО в т;

Qп - потери нефти за время простоя скважины при производстве СКО, т.

В затраты, связанные с добычей дополнительной нефти, следует включать только те расходы, которые непосредственно вызываются добычей дополнительного количества нефти.

Себестоимость дополнительно полученных за счет СКО нефти и газа определяется из соотношения

где 31 - затраты на производство СКО в руб.;

32 - затраты на добычу дополнительных нефти и газа за счет применения СКО за анализируемый период, руб.

Для оценки экономической эффективности применения СКО полученная себестоимость дополнительно добытых нефти и газа сравнивается с себестоимостью нефти и газа, добытых за тот же период, но без производства СКО. Последняя, условно определяется по формуле:

,

где 3 - общие эксплуатационные затраты на добычу нефти и газа за анализируемый период в руб.;

Q - общая добыча нефти и газа за тот же период, т.

Размер экономии, фактически полученной за счет применения СКО в нефтяных скважинах, определяется по формуле:

.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе спроектирована обработка ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения, расположенного в Ненецком национальном округе Архангельской области. Месторождение открыто в 1970 г. поисковой скважиной № 21, заложенной в сводовой части антиклинальной складки. В скважине была выявлена непромышленная залежь легкой нефти в доломитах серпуховского яруса нижнего карбона, массивная залежь нефти в карбонатах среднего - верхнего карбона и газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми.

Всего на Южно-Шапкинском месторождении выявлено 4 промышленных скоплений нефти и газа:

газонефтяная залежь II в С2+3;

нефтяная залежь III в Р1s;

нефтегазоконденсатная залежь IV в Р1a+s;

газовая залежь в PIarV.

Промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года. До этого времени, при проведении пробной эксплуатации разведочных скважин, опробованиях и испытаниях вновь пробуренных эксплуатационных скважин, из залежей месторождения отобрано немногим более 17 тыс.тонн нефти. С учётом этого, по состоянию на 01.01.2004 с начала разработки на месторождении добыто 510,2 тыс.тонн нефти, из которых 404,7 тыс.тонн или 79,3% от общей добычи приходится на залежь II. Остальной объём отобран из III и IV залежей.

На Южно-Шапкинском месторождении кислотное воздействие является одним из основных методов воздействия на ПЗП.

В разделе 3 определены такие расчетные показатели процесса СКО как:

количество рабочих реагентов, входящих в состав кислотного раствора;

режим работы насосного агрегата при проведении СКО;

продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора.

Экономический эффект от применения солянокислотного воздействия на ПЗП за счет увеличения текущей добычи нефти и газа можно определить по методике, описанной в технико-экономическом обосновании.

библиографический список

Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов / М.: Недра, 1990. - 427 с.

Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: Изд-во Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. - 816 с.

Мордвинов А.А. Курсовое проектирование по скважинной добыче нефти: Методические указания. - Ухта: УГТУ, 2005. - 12 с.

Мордвинов А.А. Единицы физических величин и правила их применения: Учебное Пособие. - Ухта: УИИ, 1997. - 60 с.

Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. - М.: Недра, 1967.

Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб.пособие для вузов И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е. И. Бухаленко. - М.: Недра, 1983.-399 с.

Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш. К. Гиматудинова, М.: Недра, 1974.-704 с.

Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1983. -510с.

Приложение 1

Плотность растворов соляной кислоты при 15°С и содержание НС1

Приложение 2

Техническая характеристика агрегата Азинмаш-ЗОА

Графическое приложение 1. Динамика добычи нефти и залежи месторождения.

Графическое приложение 2 Динамика средних дебитов нефти.

Графическое приложение 3 Динамика пластового давления в залежи II.

Размещено на Allbest.ru