Проектування технології капітального ремонту свердловин за допомогою соляно-кислотної обробки привибійної зони пласта на Галіцинському родовищі

Проектування морської нафтогазової споруди. Визначення навантажень від вітру, хвилі та льоду. Розрахунок пальових основ і фундаментів. Технологічні режими експлуатації свердловин. Аналіз єфективності дії соляно-кислотної обробки на привибійну зону пласта.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык украинский
Дата добавления 26.10.2014
Размер файла 2,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Значення коефіцієнтів швидкісного та інерційного опорів залежать від безрозмірних параметрів, зв'язаних у свою чергу з максимальною швидкістю частинок води ххmax і періодом хвилювання Т

(3.22)

де с і м -- густина і кінематичний коефіцієнт в'язкості рідини. Перший з цих параметрів, який називається числом Рейнольдса, вже був згаданий у зв'язку з вітровими навантаженнями і характеризує дію в'язкості рідини. Другий параметр -- число К'юлагена-Карпентера -- характеризує ефект, зв'язаний з періодичністю хвилювання. На жаль, кількість експериментальних даних, які встановлюють залежність коефіцієнтів опору від вказаних безрозмірних параметрів, надто обмежена, і тому в інженерній практиці обидва коефіцієнти вважають для простоти розрахунків постійними. Значення коефіцієнта швидкісного опору Сшв приймають в межах 0,6-1,0, а значення коефіцієнта інерційного опору Сін -- в межах 1,5-2,0.

За значеннями швидкості хх і прискорення ах у виразі (3.21), визначеними за відповідною хвильовою теорією, а також значеннями коефіцієнтів швидкісного та інерційного опорів можна отримати залежності, які визначають розподіл хвильового навантаження по довжині колони у будь-який момент хвильового циклу. Так як швидкості і прискорення частинок рідини, обумовлені хвилюванням, у загальному випадку зменшуються з глибиною, розподіл хвильового навантаження вздовж колони має вигляд, зображений на рисунок 3.4.

Рисунок 3.4 - Епюра хвильового навантаження на вертикальну колону

Рівнодійна хвильового навантаження, яка діє на колону на ділянці від дна (у=0) до деякого рівня у, дорівнює

(3.23)

Аналогічно момент цього навантаження відносно низу колони (у=0) дорівнює

(3.24)

а плече рівнодійної відносно низу колони знаходиться, як

(3.25)

3.3.4 Навантаження від хвиль Стокса

При розгляді хвиль кінцевої амплітуди Стокса розрахунок хвильового навантаження за допомогою виразу (3.23) є складним, оскільки хвильова поверхня описується у вигляді суперпозиції хвиль різного профілю. Підставляючи вирази (3.10) і (3.16) для горизонтальних складових швидкості і прискорення частинок рідини у рівняння Морісона, отримаємо при х=0 (припускаючи, що цей переріз співпадає з колоною)

(3.26)

де коефіцієнти Un і Rn визначається за формулами (3.15) і (3.17). При цьому подвійне сумування виконується так, щоб добуток при m+n>5 не враховувався у відповідності з тією точністю, яку може забезпечити теорія Стокса п'ятого порядку. Підставляючи отриманий вираз у (3.23), знайдемо хвильове навантаження F(у) на колону на рівні у від дна

F(y)=Fшв(у)+Fін(у) (3.27)

де

(3.28)

(3.29)

Введемо позначення Sn=shnkh і, використовуючи коефіцієнт складової швидкості, визначений за формулою (3.15), отримаємо

(3.30)

(3.31)

і

(3.32)

Для визначення моменту максимального хвильового на вантаження відносно основи колони можна скористатися формулами (3.24) і (3.26) і отримати формулу аналогічно з приведеною вище для зусиль. Але ці формули дуже громіздкі і краще використати наближений метод з використанням уже отриманих виразів для зусиль. Якщо розбити колону за її довжиною на N ділянок, то за допомогою виразу (3.27) можна підрахувати хвильове навантаження на кожній ділянці для моменту часу, коли воно досягає максимального значення, а потім, припускаючи, що навантаження рівномірно розподілене в межах кожної окремої ділянки, необхідно додати моменти цих навантажень відносно основи колони. Розглянемо для прикладу колону на рис. 3.5 і розділимо її на дві ділянки - нижню довжиною у1 і верхню довжиною у21. Рівнодійне навантаження на нижній ділянці позначимо F1 = F(у1), а на верхній ділянці -- F2-F1=F(у1)-F(у2).

Рисунок 3.5 - Епюра хвильових навантажень і її апроксимація

В припущенні рівномірного розподілення хвильових навантажень на окремі ділянки їх рівнодійні прикладені посередині довжини відповідної ділянки, і відповідно момент цих сил відносно основи колони

(3.33)

де сили F відповідають вибраному моменту часу і підраховуються за формулою (3.27).

Для знаходження максимального моменту від хвильового навантаження на колону необхідно вибрати той момент часу, коли хвильове навантаження досягає максимуму.

Запропонований спосіб дає тим більшу точність, чим більше число ділянок, на які розбивають колону. У загальному випадку при кількості ділянок N отримаємо

(3.34)

причому Fo=0 i yo=0.

Розрахунок хвильових навантажень проводимо за теорією хвиль Стокса в додатку А.

В результаті розрахунку ми отримали навантаження на колону Fхв= 0.0762 МH.

3.4 Розрахунок навантаження від льоду

Льодові навантаження відіграють значну роль в певних районах експлуатації споруди, а особливо в полярних районах, де льодові поля мають велику товщину і, зміщуючись з припливами, створюють на опорні колони споруди значні тиски (рисунок 3.2).

Зусилля F, що виникає при руйнуванні льоду спорудою, можна визначити за залежністю:

(3.35)

де fp - міцність льоду на роздрібнення;

С - коефіцієнт пропорційності;

А - площа контакту опори з льодовим утворенням.

Типові значення коефіцієнта С знаходяться в межах від 0.3 до 0.7, а для fp вони знаходяться в межах від 1.4 до 3.5 МПа. За відсутності необхідних експериментальних даних значення Сfp можна прийняти рівним 2.5 МПа, що відповідає експериментальним умовам. Оскільки припливні явища пов'язані зі значною зміною рівня спокійної води, то необхідно врахувати не тільки величину льодового навантаження, але і місце прикладення його до споруди.

В результаті розрахунку (який приведений в додатку А) навантаження від льоду становить F=0.053 МН.

Розрахунок на міцність при згині

При розрахунку на міцність при згині методом допустимих напружень вважають, що міцність колони буде забезпечена, коли задовольняється умова

(3.36)

Для колони з поперечним перерізом, симетричним відносно нейтральної осі, максимальне нормальне напруження у небезпечному перерізі дорівнює

(3.37)

Осьовий момент опору колони відносно координати у небезпечного перерізу

(3.38)

де І - головний момент інерції, який дорівнює

(3.39)

де D - зовнішній діаметр колони;

d - внутрішній діаметр колони.

В результаті розрахунку (який приведений в додатку А) на міцність колони вона витримує із значним запасом сумарний момент (від дії вітру, хвиль і льоду) Мсум=61.54 МН на згин.

3.5 Зведення хвильових навантажень до вузлових

Розрахунки опорних основ морських споруд, які мають вигляд просторових ферм, вимагають розподілення хвильових навантажень до еквівалентних вузлових сил і моментів. Для визначення цих зусиль звичайно встановлюють той момент хвильового циклу, при якому хвильові навантаження досягають максимуму. Внесок кожного окремого елемента у вузлове навантаження знаходиться з використанням спрощеного уявлення про розподілення хвильових навантажень по всій довжині елемента або окремих його ділянок. Вузлове навантаження обчислюють як суму вузлових зусиль, які передаються вузлу від усіх елементів, які в ньому з'єднані.

Рис. 3.4.1 - Розподілення навантажень за довжиною елемента.

На рисунку 3.4.1 розглянутий більш загальний випадок розподілення навантажень за довжиною елемента. Наявність не навантаженої ділянки елемента дозволяє застосувати отримані залежності до розгляду верхніх елементів споруди, які піддаються хвильовій дії тільки на деякій частині їх довжини. Вузлові навантаження (рис б) можуть бути визначені наступним чином:

(3.40)

Рис. 3.4.2 - Складові вузлових навантажень

(3.41)

(3.43)

(3.42)

(3.43)

Розглянутий білінійний закон розподілення навантаження дає кращі можливості для більш точного його описування, ніж лінійний закон зміни навантаження в границях всієї довжини елемента. На малюнку 3.4.3. представлено розрахункову схему опорного блоку МСП.

Рис. 3.4.3 - Розрахункова схема опорного блоку МСП.

В додатку Б приведений розрахунок зведення хвильових навантажень до вузлових.

3.6 Розрахунок пальових основ і фундаментів

3.6.1 Характеристика ґрунтів

Донні ґрунти відносяться до осадових порід і складаються в основному із частин, зерен або уламків скелі з можливим включенням матеріалів органічного походження, різним за гранулометричним складом. Вони можуть бути віднесені до найрізноманітніших класифікаційних категорій залежно від розмірів частинок і пластичності або не пластичності при насиченні їх водою або здатності чи нездатності до формування без тріщин.

Основні дві категорії ґрунту - це піски і глини. Піски з однієї сторони, характеризуються як непластичне середовище з частинками розміром від 0.075 до 5 мм, а з другої, глини характеризуються як пластичні ґрунти з частинками меншими 0.075 мм. До третьої категорії ґрунтів, з якими доводиться мати справу в морських умовах, є мули - відповідно непластичні ґрунти з частинками розміром менше 0.075 мм. Дані ґрунти представлені в більшості сумішшю всіх трьох категорій ґрунтів. Для інженерних розрахунків вони повинні бути класифіковані на глини і піски залежно від їх пластичної або непластичної поведінки. Ґрунти біля поверхні морського дна і нижче є зазвичай водонасичені і всі пори між частинками заповнені водою. Загальне напруження в будь якій точці такого водонасиченого ґрунту може розглядатись як сума напружень в скелеті ґрунту і порового тиску. Коли взірець ґрунту піддається рівномірному і поступовому обтисненню, то спочатку він веде себе пружно, а потім, при досягненні деякого критичного рівня напружень, руйнується від зсуву і зменшується. За руйнівне приймається за звичай таке значення обтиснення ґрунту, при якому дотичні напруження досягають критичного рівня, що визначається за емпіричною формулою Кулона:

(3.44)

де с і - постійні характерні для даного виду ґрунту, означає ефективне напруження - нормальне по відношенню до площини зсуву напружень в скелеті ґрунту.

Використовуючи дане визначення ефективного напруження, формулу Кулона (3.40) можна виразити через зовнішній тиск, нормальне до площини зсуву ґрунту. При цьому можливі два крайні випадки: зовнішній тиск повністю сприймається поровою водою, зовнішній тиск повністю сприймається скелетом ґрунту. У першому випадку ефективне напруження дорівнює нулю, а в другому воно дорівнює зовнішньому тиску (це залежність від типу і тривалості напруження).

Спочатку розглянемо пісчані ґрунти. Вони володіють високою водопроникністю, внаслідок чого зовнішній тиск не сприймається поровою водою, яка зразу ж витискається з ґрунтової маси. Ефективне напруження може в цьому випадку бути прийнято рівним зовнішньому тиску. Більше того, експериментально встановлено, що опір зсуву у пісків прямо пропорційний ефективному напруженню, і формула Кулона спрощується тут до вигляду:

(3.45)

де зов - обумовлене зовнішнім тиском напруження, нормальне до площини зсуву; - кут тертя пісків, який визначається за результатами випробувань взірців ґрунту в лабораторних умовах. Значення незначно змінюється залежно від щільності піску, але лежить в межах 30 - 35.

Розглянемо тепер глинисті ґрунти. На противагу пісчаним ці ґрунти володіють низькою водопроникністю, тому в них частина зовнішнього тиску протягом відчутного інтервалу часу сприймається поровою водою, і тільки після відводу порової води зовнішній тиск повністю передається на скелет ґрунту як ефективне напруження. Внаслідок того, що порова вода практично не стискається, в початковий момент завантаження зовнішній тиск майже повністю сприймається поровою водою. Таким чином два, граничних випадки, про які говорилось вище - це не дренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює нулю, і дренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює нулю, і дренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює зовнішньому тиску. В останньому випадку, як показують експерименти, опір зсуву можна вважати прямо пропорційним напруженню зов., обумовленим і нормальним до площі зсуву тиском. Формула Кулона для глинистих ґрунтів в не дренованому стані:

(3.46)

а в дренованому стані - відповідає формула:

(3.47)

де с і D - означає відповідно зчеплення і ефективний кут тертя глини. Значення с і D можуть бути встановлені за результатами стандартних лабораторних випробувань взірців ґрунту, відібраних з різних глибин. Зчеплення може приймати різні значення - від близьких до нуля до 200 кПа і ще більші. Нижче наведені значення зчеплення в глинистих ґрунтах різної консистенції.

Значення ефективного кута тертя D змінюється залежно від ступеня пластичності глини і знаходиться в межах від 20 до 40 .

Якщо в природних умовах проходить його повне ущільнення, то такий ґрунт вважається нормально ущільненим. Якщо ґрунт належить до порівняно нових відкладів, то він може бути недоущільненим, і для того, щоб вагове навантаження сприймалось повністю скелетом, необхідно відтиснути всю воду. і, на кінець, якщо поверхня нормально ущільненого ґрунтового буде більша, ніж та, що відповідає обтисненню під дією власної ваги, і в цьому випадку ґрунт вважається відкладу була піддана ерозії або ґрунт був попередньо обтиснутий, то його щільність переущільненим.

Таблиця 3.5 - Зчеплення в глинистих ґрунтах різної консистенції

Консистенція ґрунту

Зчеплення, кПа

Дуже м'яка

<12

М'яка

12-25

Середня

25-50

Жорстка

50-100

Дуже жорстка

100-200

Тверда

>400

ніж та, що відповідає обтисненню під дією власної ваги, і в цьому випадку ґрунт вважається відкладу була піддана ерозії або ґрунт був попередньо обтиснутий, то його щільність переущільненим.

3.6.2 Палі для споруд

Споруди утримуються в основному на сталевих трубних палях, які забивають в ґрунт через опорні колони. Вони призначені для витримування навантажень від верхньої будови і забезпечення стійкості споруди в цілому та в штормових умовах. Палі володіють певною утримуючою здатністю і можуть створювати опір стискуючим навантаженням, прикладеним до голови, внаслідок дії вертикальних сил тертя з боковою поверхнею, що виникають при взаємодії з навколишнім ґрунтом, і вертикальних зусиль зі сторони ґрунту на нижній кінець палі. В більшості випадків утримуюча здатність палі визначається в основному силами тертя з боковою поверхнею, а так як ці сили зростають із збільшенням бокової поверхні, для можливості сприйняття значних навантажень від верхньої будови необхідні палі для глибокого забивання.

Діаметр паль і глибина їх забивання є різними для різних споруд і залежать від загального числа паль в споруді, розрахункового навантаження і ґрунтових умов. Але переважно використовують палі зовнішнім діаметром від 0.6 до 1.5 м і товщиною стінки від 12 до 25 мм, а глибина їх забивання - від 60 м і більше. В деяких випадках, коли ґрунти дуже м'які, в конструкції використовуються додаткові облямівні палі. Ці палі, забиті по контуру споруди і з'єднані з ним, забезпечують необхідну утримуючу здатність пальового фундаменту.

Палі працюють на зусилля, що виникають від вантажів, розміщених над спорудою. Стискуючі зусилля, що виникають в розрахункових умовах, перевищують 5 МН. Через значні перекидаючі моменти під дією вітру і хвиль в палях можуть виникнути і розтягуючі зусилля такого ж порядку. Вітрові і хвильові навантаження створюють також значні поперечні сили і моменти в палях, які досягають в перерізах на рівні поверхні ґрунту значень 0.5 МН і 1.5МН/м відповідно і навіть більших.

Вони в свою чергу обумовлюють істотні переміщення як паль на поверхні ґрунту, так і споруди, що опирається на них.

3.6.3 Визначення утримуючої здатності палі

Опір жорсткої циліндричної палі при дії осьового навантаження значному вертикальному переміщенню є результатом сумісної дії дотичних зусиль, розподілених по боковій поверхні палі, і нормальних зусиль на її нижньому кінці. Це положення поширюється і на трубні палі з відкритим нижнім кінцем, в яких при забиванні утворюється щільний ґрунтовий сердечник, що володіє значно більшим опором на переміщення при статичному навантаженні, ніж ґрунт в основі палі. Таким чином, для трубних паль з відкритим нижнім кінцем, що застосовуються в основному для будівництва на морському шельфі, утримуюча здатність Ф представлена формулою:

(3.48)

де Ф - опір ґрунту на боковій поверхні палі;

Ф - опір ґрунту під нижнім кінцем палі.

Опір ґрунту по боковій поверхні палі визначається за формулою:

(3.49)

де D0 - зовнішній діаметр палі;

L - глибина занурення палі в ґрунт.

Позначимо q віднесене до одиниці площі опору ґрунту під нижнім кінцем палі, тоді:

(3.50)

де q може залежати від глибини L занурення палі.

Кінцево, якщо позначити через F граничне осьове навантаження, прикладене на рівні поверхні ґрунту, а п - погонну вагу палі з ґрунтовим сердечником з врахуванням відштовхуючої дії ґрунтової води, то

(3.51)

На основі формул (3.44) - (3.47) можна отримати вираз для граничного стискаючого навантаження на палю:

(3.52)

Утримуюча здатність палі на розтягуючі навантаження визначається як:

(3.53)

Умова відсутності проковзування ґрунтового сердечника, за якої були виведені вище формули:

(3.54)

де d - внутрішній діаметр палі,

гр - погонна вага ґрунтового сердечника з врахуванням виштовхувальної сили ґрунтової води.

Для можливості використання отриманих тут виразів необхідно встановити зв'язок величин s і q з характеристиками ґрунту.

Якщо ґрунти глинисті, то згадані величини зв'язані між собою:

S=ac

Q=Ncc (3.55)

де Nc, а - безрозмірні коефіцієнти. Для піщаних ґрунтів величини s і q визначаються вагою вище лежачих шарів ґрунтів і кутом тертя на контакті палі з ґрунтом:

F=Kгруtg

q=NqгрL (3.56)

де гр - питома вага ґрунту з врахуванням виштовхувальної дії ґрунтової води; К і Nq - безрозмірні коефіцієнти.

3.6.4 Несуча здатність фундаментів

При центральному навантаженні фундаменту вертикальною силою можливе витискання ґрунту з-під підошви фундаменту (рисунок 3.6). коли зона витискання грунту охоплює значну область основи, вона втрачає стійкість. Цей стан наступає при досягненні дотичними напруженнями у ґрунті критичних значень, встановлених в параграфі 3.6.1. Згідно з загальною умовою втрати стійкості ґрунтової основи, граничний тиск під підошвою фундаменту може бути приблизно визначений за відомою формулою механіки ґрунтів

(3.57)

де с - щеплення;

гв - питома вага ґрунту, яка визначається з врахуванням виштовхувальної дії води;

В - характерний розмір фундаменту в палі;

Nc i Nг - коефіцієнти, значення яких залежать від кута внутрішнього тертя . ґрунту.

Для фундаменту квадратної форми В приймається рівним довжині сторони, для прямокутного фундаменту - довжині короткої сторони, для круглого фундаменту - радіусу. Типові значення коефіцієнтів Nc i Nг наведені в таблиці 3.6. Як відзначалось в параграфі 3.6.1, для піщаних ґрунтів характерно с=0 або замість (3.53)

(3.58)

Для глинистих ґрунтів можна прийняти ц=0, Nc=5.1, Nг =0 в початковому недренованому стані і с=0 в стані, що відповідає тривалому дренуванню. Формула (3.53) спрощуються до вигляду:

· для недренованого стану

(3.59 а)

· для дренованого стану

(3.59 б)

Таблиця 3.6 - Значення коефіцієнтів Nc і Nг

ц, град

Nc

0

5.1

0

5

6.4

0.5

10

8.3

1.2

15

11.0

2.7

20

14.8

5.4

25

20.7

10.9

30

30.1

22.4

35

46.1

48.0

40

75.3

109.4

45

133.9

271.7

Рисунок 3.6 - Витискання грунту з-під центрального навантаженого фундаменту

Зазвичай недренований стан є характерним для завершальної стадії будови споруди морського шельфу, коли ще не пройшло достатньо часу для зниження порового тиску в результаті відтоку води з грунтової маси. Дренований ж стан відповідає тривалій несучій здатностіоснови грунту, яка утворюється уже після відводу порової води. Значення граничної несучої здатності основи, встановлене за формулами (3.54) або (3.55), зазвичай зменьшується в розрахунках на коефіцієнт запасу, який приймають від 2.5 до 3.0.

В додатку В приведений розрахунок пальових основ і фундаментів, в результаті якого запропоновано забити палі діаметром 0.50м на глибину 66.6м.

4. Аналіз експлуатації свердловин

4.1 Технологічні режими експлуатації свердловин

Під технологічним режимом розуміють підтримання заданого в зміні часу: вибійного тиску, тиску на гирлі свердловини, дебіту чи інших параметрів, які характеризують роботу свердловини, або іншими словами, технологічний режим - характеризує умови відбору газу із свердловини.

Оптимальним технологічним режимом експлуатації свердловини є режим, який забезпечує максимальний дебіт газу при умові безаварійної експлуатації свердловини на протязі тривалого періоду часу.

На практиці зустрічаються наступні технологічні режими експлуатації свердловин:

1). Режим постійної депресії на пласт

Р(t) = Рпл (t) - Рвиб (t) = const (4.1.1.)

де Р(t) - депресія на пласт, Па;

Рпл (t) - пластовий тиск, Па;

Рвиб (t)- вибійний тиск, Па.

Цей режим застосовується у слабозцементованих породах, так наприклад: на Голіцинському родовищі у майкопських відкладах, при наявності підошовної води. За даними досліджень свердловини вибирають такий режим експлуатації, щоб руйнування привибійної зони пласта або надходження на вибій свердловини конуса підошовної води.

2). Режим постійного дебіту газу

q = const (4.1.2.)

Цей режим переважно застосовується у початковий період розробки родовища, коли необхідно підтримувати заданий відбір газу наявною кількістю свердловин. Підтримання постійного дебіту газу супроводжується зростанням депресії на пласт. Інколи цей режим застосовується і в подальшій період розробки родовища, коли в окремі періоди часу є велика необхідність в газі, так наприклад: в зимовий час.

3). Режим постійного тиску на гирлі свердловини

Рг = const (4.1.3.)

Цей режим застосовується, переважно, на заключній стадії розробки родовища. Величину тиску на гирлі свердловини вибирають такою, щоб забезпечити подачу газу в газопровід чи місцевому споживачу під власним тиском або забезпечити необхідний тиск на прийомі компресорної станції. Інколи цей режим призначають і в інші періоди розробки родовища, коли затримується введення в експлуатацію компресорної станції.

Перших три режими (Р= const; q= const; Рг = const) являються на практиці основними. Вони переважно замінюються в такому порядку

qРРг хоча може бути і інша заміна.

4). Режим постійної швидкості руху газу на вході в насосно компресорні труби

Vг = const (4.1.4.)

Цей режим вибирають при наявності води або конденсату у продукції свердловини. За даними дослідження свердловини вибирають такий режим, щоб забезпечити винесення рідини з вибою свердловини на поверхню. Для винесення води з вибою свердловини необхідна швидкість (4-5) м/с, а для винесення конденсату (2-3) м/с.

5). Режим постійної швидкості руху газу на вході в шлейф або постійної швидкості руху газу на гирлі свердловини

Wг = const (4.1.5.)

Цей режим використовується при наявності в свердловині корозійно небезпечних компонентів, наприклад таких як сірководень. При наявності цих компонентів проходить корозія обладнання, на поверхні труб утворюється шар із продуктів корозії, який частково захищає труби від подальшої корозії, а коли швидкість руху газу переважає певне значення, то цей шар здувається потоком газу і швидкість процесу корозії прискорюється.

6). Безгідратний режим експлуатації свердловин.

Цей режим застосовується в умовах багаторічної мерзлоти і на морських родовищах, які розташовані в зонах північних морів.

Технологічний режим експлуатації свердловини може бути змінений за рахунок застосування геолого-технічних заходів, таких як:

- кріплення привибійної зони пласта;

- подача в затрубний простір інгібіторів гідратоутворення.

В процесі розробки родовища в залежності від умов, які змінюються, змінюються і технологічні режими експлуатації свердловин.

4.2 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання

Голицинське газоконденсатне родовище розробляється похилоскерованими експлуатаційними свердловинами.

3 метою ізоляції водоносних пластів, а також для запобігання від обвалів стінок свердловин і запобігання прориву газу в інші пласти, свердловини обсаджено наступними колонами:

- водоізолююча діаметр 720 мм;

-хвостовик діаметр 530 мм;

- кондуктор діаметр 324 мм;

- технічна діаметр 245 мм;

- експлуатаційна діаметр 140 мм.

Для устаткування експлуатаційних свердловин використовують фонтанну арматуру на робочий тиск до 35 МПа - АФК -80/6535, або Foster 3118 - 2/165 (АФК 2-80/6535).

За результатами розрахунків втрат тиску в стовбурі і швидкості газу біля башмака НКТ фонтанні труби пропонується використовують з умовним діаметром 89х6,5 мм та 60,3х5 мм.

Свердловини, які розташовані на шельфі, повинні бути обладнані спеціальним внутрішньосвердловинним устаткуванням.

4.3 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження

Для забезпечення нормальної експлуатації свердловин, для отримання вихідних даних, які необхідні для розробки родовища, для контролю за розробкою родовища, для встановлення технологічного режиму експлуатації свердловин потрібно знати продуктивну характеристику свердловин, яку можна визначити на основі результатів обробки досліджень свердловини.

Під продуктивною характеристикою газової свердловини розуміємо сукупність таких відомостей:

1). Залежність дебіту свердловини від різниці квадратів Рпл та Рв (мал 4.3.1.)

Q = f (Pпл2 - Рв2). (4.3.1.)

2). Залежність дебіту від депресії на пласт Q = f (Pпл - Рв) = f (P). (4.3.2.)

3). Залежність дебіту від гирлового тиску Q = f (Pг). (4.3.3.)

4). Чисельне значення коефіцієнта фільтрації опорів А і В

Pпл2 - Рв2 = AQ+BQ2. (4.3.4.)

5). Абсолютно вільний дебіт.

6). Залежність змінювання в часі дебіту свердловини після її відкриття

Q = f (t). (4.3.5.)

7). Залежність вибійного тиску в часі після відкриття свердловини

Рв = f (t). (4.3.6.)

8). Залежність вибійного тиску в часі після закриття свердловини.

9). Умови винесення механічних домішок і рідини при різних депресіях на пласт.

Рисунок 4.3.1, та 4.3.2 - Графічні залежності різниці тисків та їх квадратів від дебіту.

Відомо, що формула припливу газу до свердловини має такий вигляд

Pпл2 - Рв2 = AQ+BQ2. (4.3.7.)

Основним завданням обробки результатів є визначення коефіцієнтів фільтрації опорів А і В. Спочатку будується індикаторна діаграма.(мамл.4.3.8) та проводиться його інтерпретація (мал. 4.3.2.).

Рисунок 4.3.1 та 4.3.2 - Індикаторна крива та її інтерпретація.

(4.3.9.)

Бувають випадки, коли пластовий тиск виміряти не можливо.

Pпл2 - Рв12 = AQ1+BQ12 (4.3.10.)

Pпл2 - Рв22 = AQ2+BQ22 (4.3.11.)

Pв12 - Рв22 = A(Q1- Q2) +B(Q12-Q22) (4.3.12.)

(4.3.13.)

В загальному вигляді

(4.3.14.)

За допомогою коефіцієнта А можна визначити величину kh/ (гідропровідність пласта)

, (4.3.15.), (4.3.16.)

де l - визначаємо за допомогою коефіцієнта В.

4.4 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта

В міцних слабо-проникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.

Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від засмічування, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.

До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:

1. Гідравлічний розрив пласта.

2. Соляно-кислотна обробка.

3. В деяких випадках термо - кислотна обробка.

4. Гідро-піскоструминна перфорація.

5. Торпедування свердловини.

6. Нафтові та газоконденсатні ванни.

7. Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).

8. Глино-кислотна обробка свердловини.

9. Застосування ядерних вибухів.

Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.

Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини ті утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші.

Ефективність проведення ГРП залежить від:

- фізики-механічних властивостей пласта;

- умов залягання пласта;

- якості проведення ГРП.

Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта відбувається за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск.

Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:

- можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;

- цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;

- краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;

- прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;

- після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;

- довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;

- при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.

В розділі 6 проводиться детальний розгляд процесу проведення солянокислотної обробки.

4.5 Висновки про стан експлуатації свердловин

Експлуатація свердловин пачки палеоцен-датського ярусу Голіцинського газоконденсатного родовища переходить на заключну стадію розробки, яка характеризуеться обводненням свердловин, великими втратами пластової енергії і випаданням на вибої свердловини газового конденсату.

З початку розробки родовища з газонасичених покладів відібрано біля 74% газоконденсату від початкових запасів. З кожним роком іде поступове зменшення темпів відбору газу і конденсату. Це пов`язано з погіршеним станом привибійних зон свердловин, які забруднені як породою і конденсатом, так і фільтратом рідин, що застосовуються при проведенні підземних ремонтів; на вибоях свердловин спостерігаються скупчення пластової води і конденсату. Дуже часто трапляються прихоплення колони ліфтових труб піщаними пробками, тобто режим експлуатації свердловин обраний не завжди вірно, значення депресії на пласт перевищуе межу руйнування порід, а недостатньо велика швидкість підйому флюїду на поверхню сприяє осіданню піска на вибої.

Свердловини потребують проведення процесів інтенсифікації припливу для збільшення коефіцієнту кінцевого газовилучення, так як розробка морських родовищ обмежена строком служби платформи.

У зв'язку з тим що на свердловинах часто проводяться ремонтні роботи, коефіцієнт експлуатації є невеликим, і становить приблизно 0,92 - 0,94.

5. Аналіз системи збору і підготовки свердловинної продукції

5.1 Характеристика системи збору свердловинної продукції

Облаштування обладнання газових промислів виконують згідно до технологічних схем, які і обумовлюють системи збору та транспортування свердловинної продукції. При розробці газових та газоконденсатних родовищ в основному використовують індивідуальну і групову схеми збору газу та конденсату.

При індивідуальній схемі збору газ із свердловини, пройшовши через при свердловинні споруди, поступає в загальний газозбірний колектор, згодом на установку підготовки газу і далі в магістральний газопровід. До при свердловинних споруд відносять: сепаратори, ємності для заміру рідини, установки введення інгібіторів.

Якщо в продукції свердловини є велика кількість конденсату, то паралельно газопроводу прокладають конденсатопровід.

Існують такі види індивідуальної схеми збору та транспортування свердловинної продукції:

- лінійна це схема, в якій газозбірний колектор представляє собою пряму лінію; використання цієї схеми дуже обмежене;

- променева це схема, в якій газозбірні колектори являють собою промені, що сходяться до групового пункту:

- кільцева це схема, в якій газозбірний колектор огинає газоносну площу і замикається.

Недоліками індивідуальної схеми збору свердловинної продукції є:

- велика кількість обладнання і споруд, що розміщені на великій території, та які вимагають постійного і кваліфікованого обслуговування;

- значна довжина під'їзних шляхів велика металоємність комунікацій;

- значні втрати газу і конденсату.

При груповій схемі збору свердловинної продукції газ по шлейфах поступає на груповий пункт, який називається установкою попередньої підготовки газу (УППГ), аналогічно, як і для індивідуальної схеми існують різновиди групової схеми (див. рисунок 5.1):

- лінійна (рисунок 5.1а);

- променева (рисунок 5.1б);

- кільцева (рисунок 5.1в).

Рисунок 5.1 - Групові схеми збору

5.2 Характеристика технологічної і комплексної підготовки свердловинної продукції

Потужність системи збору і транспорту газу і конденсату визначена у відповідності з прогнозованими максимальними об`ємами їх видобутку по рекомендованому варіанту розробки родовища. Транспорт газу і конденсату здійснюється по трубопроводу довжиною 108 км; в тому числі морська ділянка - 65 км; 42614 і сухопутний - 43 км; 5308.

Підготовка газу до транспортування через морський трубопровід на берег здійснюється на установці попередньої підготовки газу, на якій відбувається відділення газу від пластових вод, механічних домішок та конденсату. В потік газу додають метанол з метою виключення виникнення гідратних пробок в трубопроводі “УППГ-Очеретай”.

Природний газ поступає із свердловин під тиском (2.5-3) МПа і з температурою (30-50)0С в трубопровідний колектор, а потім поступає на УППГ, де технологічні параметри фіксуються за допомогою комплексу контрольно-вимірювальних приладів.

На УППГ газ по колектору поступає спочатку на сепаратор попередньої очистки (С1), в якому газ звільнюється від крапельної рідини, хімічних домішок та конденсату. Згодом, після попередньої сепарації, газ охолоджується в теплообмінниках (Т1, Т2) з допомогю морської води до температури 200С. При цьому здійснюється подальше випадіння конденсату з газу. В подальшому газ попадає на сепаратор тонкої очистки (С2), де й проходить подальше випадіння конденсату та пластової води. Далі, відсепарований газ заміряють і з температурою (15-20)0С направляють на берегову установку комплексної підготовки газу (УКПГ), що знаходиться на Глібовському газосховищі.

Враховуючи, що обладнання установки попередньої підготовки газу не виключає трьохфазних розділювачів, даною схемою передбачена розділююча ємність (Р1) та вивітрювач (В1). Суміш конденсату та пластової води, що скидається із сепараторів (С1, С2) попадає на розділювач (Р1), де розділяється на складові частини і відводиться: конденсат в трубопровід, вода попадає на вивітрювач (В1). Тиск у вивітрювачі підтримується не більшим ніж 2.5 МПа і регулюється скиданням газу на факел. Рівень води в розділювачі регулюється відводом її на вивітрювач (В1) через клапан. Рівень газового конденсату регулюється вивідом його в трубопровід з сигналізацією допустимих рівней.

Рис. 5.2 - Принципова схема промислових підводних газопроводів

Тиск в вивітрювачі (В1) має бути не більшим за 1МПа і регулюється відводом газу на факел. Скидання води з вивітрювача (В1) регулюється клапано-регулятором рівня ємності розгазування (Е1/1,2), звідки насосами воду накачують в поглинаючу свердловину. Осади з ємності розугодження (Е1/1,2) зливаються на судинний збірник, а розгазований газ через дихальний клапан скидається на свічу.

Пуск УППГ можливий за двома варіантами:

1). Газ із свердловини направляється на (С1) (Т1) (С2) вихідний колектор. Газовий конденсат з пластовою водою направляється в розділювач (Р1), де й розділяється на три фази: газ, конденсат та воду і в подальшому по нормальній схемі.

2). Газ із свердловини направляється на (С1і) (С1) (Т1) - вихідний колектор.

5.3 Висновки про стан роботи системи збору і промислової підготовки та рекомендації щодо його підготовки

Вибір системи збору і підготовки газу і конденсату на період ДПЕ проведений з врахуванням фізико-хімічних властивостей газу і конденсату, віддаленості родовища від берегу моря і точки підключення в систему газопроводів; досвіду експлуатації Голіцинського ГКР, прогнозованих об`ємів видобутку газу і конденсату і техніко-економічних показників.

Розглянуті два варіанти збору,підготовки і транспорту продукції. Перший варіант передбачає комплексну підготовку газу до вимог ОСТ 51.40-83 на морський стаціонарній платформі і роздільний транспорт газу і конденсату до Глібовського ПСГ.

При реалізації цього варіанту необхідно розміщення на окремій МСП УКПГ ( установки комплексної підготовки газу і конденсату), будівництво газопроводу і конденсатопроводу для транспорту газу і конденсату в систему магістральних газопроводів до Глібовського ПСГ і далі на переробку.

Другий варіант передбачає первинну сепарацію на установці попередньої підготовки газу (УППГ), розміщеній на МСП і сумісний транспорт газу і конденсату по трубопроводу до Глібовського УКПГ, депроводиться підготовка газу до вимог ОСТ 51.40-83.

Проведені розрахунки по варіантах збору, підготовки і транспорту газу до ПСГ показують, що найменший рівень капіталовкладень по другому варіанту. Стосовно другого варіанту системи сформульовані основні вимоги:

- попередня сепарація на УППГ, що розміщена на МСП;

- сумісний транспорт газоконденсату за рахунок пластової енергії по трубопроводу на Глібовську УКПГ, де проводиться підготовка газу до вимог ОСТ 51.40-83;

- утілізація попутньо вилучаємої води і промстоків в поглинаючи свердловини безпосередньо на МСП;

- забезпечення сумарного заміру витрати газу і індивідуально по свердловинах;

- забезпечення дослідження свердловин;

- забезпечення безгідратного збору і транспорту продукції;

- забезпечення очистки трубопроводу від можливих скупчень рідини.

6. Проектування технології капітального ремонту свердловин за допомогою соляно-кислотної обробки привибійної зони пласта

6.1 Вибір свердловини та обгрунтування застосування кислотної обробки пласта

Проведений аналіз геолого-технічної ситуації й даних розробки Голицинського ГКР ДАТ « Чорноморнафтогаз » показав, що з кожним роком підвищуються проблеми й затрати на видобуток вуглеводнів.

Причинами цього є:

- перехід родовища на завершальну стадію розробки, яка потребує значних матеріальних затрат для вилучення вуглеводнів;

- зниження потенційної енергії більшості розробляємих продуктивних пластів через формування у їх присвердловинному просторі зон зі зниженими фільтраційними властивостями за рахунок кольматації;

- накопичення пластових вод на вибої свердловини з-за недостатньої енергії пластового флюїду;

- втрата фільтраційних властивостей ПЗП після капітального і поточного ремонту свердловин через застосування неякісних рідин глущіння.

В даний момент відмічено зниження продуктивності свердловини по газу і конденсату менше від потенційно можливої і запроектованої у проекті розробки родовища.

Для КРС необхідно провести міроприємства по дії на вибій свердловини хімічними компонентами, які збільшують проникність колектора в обробленій зоні. Для проектування солянокислотної обробки оберемо свердловину №12 Голицинського ГКР, відомо, що КО застосовують для збільшення проникності карбонатних і піщаних колекторів.

Геолого-технічні дані свердловини №12:

1. Фактична глибина свердловини - 2900 м;

2. Глибина по вертикалі - 2500 м;

3. Штучний забій - 2111 м;

4. Відхід від вертикалі - 760 м по азимуту - 238 м;

Внутрішній діаметр експлуатаційної колони діаметр 140 мм;

5. Інтервал перфорації: 2200 - 2250м.

6. Эксплуатаційна колона опресована технічною водою (гирло - повітрям) тиском -25,0 МПа - герметично.

7. Пластовий тиск - 19.8 МПа;

8. Температура на глибині - 2500м -80°С;

9. Об'єм свердловини - 38.5м3;

Об'єм затрубного простору - 28.3 м3;

Об'єм трубного простору - 10.2м3.

10. Газодинамічні параметри свердловини:

Р трубне - 8,8 МПа;

Р затрубне - 11,3 МПа;

Р міжколонне - 2,6 МПа;

Q газу - 135 тис.м3/добу;

Q конденсату - 19,2 м3/добу;

11. Продуктивний горизонт - нижній поліоцен.

Необхідно відмітити, що весь комплекс методів ( технологій ) технічно й науково відпрацьован у промислових умовах.

При виборі й проектуванні найбільш оптимального способу дії на продуктивні пласти свердловин з ціллю зниження економічних витрат й часу, окупність операцій обов'язково враховуються:

- будова пласта;

- літологічні особливості;

- властивості порід;

Свердловини пробурені з МСП-2, характерні високою продуктивністю. Початкові дебіти газу коливались від 120 тис.м3/добу.

У процесі дослідно-промислової розробки родовища з метою збільшення продуктивності свердловини вже застосовувались методи інтенсифікації, за рахунок чого помітно збільшились дебіти газа і конденсата.

Тріщинна складова пористості створює зони проникнення фільтрату, які сприяють глибокій кольматації колектора й викликають проблеми при освоєнні таких об'єктів.

Аналіз об'єктів вивчення кернового матеріалу й результати освоєння свердловин після буріння свідчать про необхідність застосування спеціальних рідин при вторинному розкритті продуктивних горизонтів й капітальному ремонті свердловин. Це повинні бути рідини без твердої фази. Застосування яких дозволить зберегти колекторські властивості продуктивного пласта.

6.2 Методи хімічного впливу на пласт

Хімічні методи впливу на привибійну зону пласта з метою виклику і інтенсифікації припливу базуються на властивості гірських порід вступати у взаємодію з деякими хімічними речовинами, а також на властивості деяких хімічних речовин впливати на поверхневі і молекулярно-капілярні зв'язки твердих і рідких фаз в породах.

Найбільш поширеними методами хімічного впливу на пласт є:

солянокислотна обробка пласта;

обробка пластів плавиковою (фтороводневою) кислотою;

обробка пластів розчинами ПАР;

обробка пластів з використанням сумішей перерахованих вище речовин;

5) обробка пластів вуглекислотою, сульфаміновою, сірчаною і іншими кислотами і солянокислотними обробками із застосуванням інгібіторів гідратоутворення.

Методи хімічного впливу па пласт дозволяють:

- очистити і розширити канали для руху флюїду із пласта до свердловини;

- утворити нові канали за рахунок розчинення мінералів, які входять до складу породи;

- змінити фазову проникність пласта.

Кислотна обробка -- це метод збільшення проникності привибійної зони свердловини шляхом розчинення складових частинок породи пласта, а також сторонніх частинок, якими забруднені породи.

Широке застосування методів хімічного впливу в промисловій практиці різних районів привело до появлення різних технологічних схем здійснення цих процесів. Схеми відрізняються в основному темпами і об'ємами закачки кислоти, тисками нагнітання, використанням приспосіблень і добавок.

Хімічний вплив на пласти найбільш розповсюдженим методом виклику і інтенсифікації припливу. Використання хімічних реагентів в процесі розкриття пластів бурінням і перфорацією не тільки розширює об'єми обробки пластів, але й змінює показники розкриття. Правильний вибір властивостей і параметрів бурових розчинів при розкритті пластів значно скорочує об'єми хімічних обробок пласта при випробуванні і наступній експлуатації свердловин.

В останні роки розширився асортимент реагентів, які використовуються при хімічних обробках пластів. Збільшилось число поверхнево-активних речовин. Використання суміші різних хімічних речовин (розчинників, поверхнево-активних речовин, електролітів) дозволяє покращити умови припливу флюїдів з пласта в свердловину, що збільшує нафтовіддачу пластів. Міцелярні дисперсії, які є сумішшю вуглеводневої рідини з водою, в присутності ПАР і електроліта, теж застосовуються для збільшення нафтовіддачі пластів.

6.3 Основні засади проведення солянокислотної обробки

Солянонокислотні обробки в основному застосовуються для впливу на карбонатні породи і породи, які мають в складі карбонатні цементи. Реакція карбонатних порід з соляною кислотою описується такими формулами:

· для вапняків

СаСО3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2; (6.1)

· для доломітів

СаСО3MgСО3+4HCl=CaCl2+ MgCl2 +2H2O+2CO; (6.2)

CaCl2 і MgCl2 розчинні у воді, тому вони легко виводяться з пласта.

Для обробки пісковиків з незначною кількістю карбонатного цементу використовується глинокислота - суміш соляноі і фтороводневої кислот (НСІ + HF ). Реакції соляної кислоти з деякими речовинами є екзотермічними. Наприклад, взаємодія HCl з Mg описується формулою

Mg+2 HCl+ H2O= MgCl2ag + H2 +m H2O+110,2 ккал (6.3)

На кожну грам-молекулу магнію виділяється 110,2 ккал тепла. Екзотермічною с також реакція між соляною кислотою і алюмінієм, при якій на кожну грам-молекулу виділяється 126 ккал тепла. Властивість виділяти тепло при взаємодії речовин використовується для термохімічних методів впливу на пласт.

Соляна кислота взаємодіє з залізом таким чином:

Fe(OH)3 +3HCl= FeCl3 +3 H2O (6.4)

В число породоутворюючих мінералів входить сульфат кальцію (CaSO4). Соляна кислота взаємодіє з ним так:

2HCl+CaSO4 = СаСl2 + H2SO4 (6.5)

Утворена при цьому сірчана кислота вступає в нові реакції з породоутворюючими речовинами.

Із приведених вище даних видно, що солянокислотна обробка є складним хімічним процесом, в ході якого одні мінерали розчинюються, а другі утворюються. Розчинення мінералів сприяє розширенню існуючих і утворенню нових каналів для руху пластових флюїдів. Утворені мінерали, якщо вони є погано розчинними у воді, погіршують стан привибійної зони. Тому при солянокислотних обробках необхідно так регулювати процес, щоб позитивний ефект від взаємодії був переважаючим.

На ефективність солянокислотної обробки впливають багато факторів, серед яких основними є хіміко-мінералогічний склад породи властивості рідини, які насичують породу, пластові температури і тиск, об'єм і концентрація кислотного розчину, час реагування кислоти породою.

Хіміко-мінералогічний склад породи - головний фактор при виборі методу обробки і якості кислотного розчину. Породи, що складають нафтові пласти, мають різну ступінь карбонатності, містять різні включення інших мінералів (глини, піску, тощо). В той же час склад мінералів має різний вміст хімічних елементів. Все це впливає на ефективність обробки. Тому не слід переносити досвід кислотних обробок з одних родовищ на інші, не вносячи коректив на особливості хімічного складу порід колектора. Навіть в межах одного родовища різні поклади і пласти необхідно обробляти з врахуванням особливостей порід.

Властивості рідин, що насичують пласти, теж необхідно враховувати при солянокислотних обробках. Пласти з високов'язкими, смолистими нафтами взаємодіють з кислотою менш ефективно. Зерна породи тут блоковані плівками нафти, які перешкоджають їх контакту з кислотою. В той же час обводнені пласти внаслідок доброго контакту породи з кислотою піддаються більш інтенсивній обробці.

В нагнітальних свердловинах практикується ізоляція окремих найбільш проникних ділянок пласта закачкою в них високов'язких рідин, здатних створювати захисний екран від впливу кислоти. В пласт закачують нафту, ССБ, різні емульсії. Це дозволяє посилити ефект обробки зони з меншою проникністю.

Температура пласта відіграє важливу роль в процесі кислотної обробки, тому активність соляної кислоти (в тому числі і корозійна) різко зростає в міру збільшення температури до 150 °С. Дальше підвищення температури суттєво не впливає на покращення активності кислоти.

Збільшення температури підвищує активність кислоти не тільки при взаємодії з карбонатними породами. При цьому різко збільшується корозійна активність кислоти. Тому при кислотних обробках у свердловинах з високою температурою необхідно передбачати особливі заходи зниження корозійної активності кислоти. Це може досягатись як введенням відповідних інгібіторів, так і зниженням температури привибійної зони.

Пластовий тиск теж впливає на швидкість реакції соляної кислоти з карбонатними породами. Дослідження показали, що час нейтралізації кислоти при 100°С і при тисках 10, 20, 30 і 40 МПа складає відповідно 20,30, 40 і 60 хвилин (приблизно). При дальшому рості тиску до 50 МПа час є таким же, як і при 40 МПа.

В пластових умовах, де у взаємодію вступають кислотний розчин. пластова рідина і мінерали, реакції між хімічними речовинами проходять в умовах, які відрізняються від лабораторних. Тому повністю переносити в практику дані лабораторних досліджень не доцільно, але їх треба враховувати при плануванні соляно-кислотних обробок. Це дозволяє підвищувати ефективність обробок і зменшувати витрати на їх проведення.

Об'єм кислотного розчину підбирається, як правило, на основі даних досвіду. Обґрунтувати теоретичним розрахунком кількість кислоти практично неможливо через відсутність необхідних для розрахунку даних: радіуса зони, яку потрібно обробити, пористості, проникності, хіміко-мінералогічного складу породи в привибійній зоні пласта. Невідомими є супутні ефекти, які виникають в ході взаємодії кислоти з тріщинно-поровим середовищем.


Подобные документы

  • Методи підвищення продуктивності пластів, способи ізоляції і обмеження притоків пластових вод у свердловини. Аналіз конструкцій мобільних бурових установок для підземного ремонту свердловин. Експлуатаційна характеристика гвинтового вибійного двигуна.

    дипломная работа [1,7 M], добавлен 15.09.2013

  • Складання проекту механічної дільниці для обробки деталі "Корпус". Вивчення типового маршрутного технологічного процесу обробки деталі,розрахунок трудомісткості. Визначення серійності виробництва, розрахунок необхідної кількості верстатів та площ.

    курсовая работа [543,9 K], добавлен 04.07.2010

  • Гідравлічний розрив пласта (ГРП), технологія проведення та різновиди. Типи робочих рідин та наповнювачів, обладнання, що використовуються в процесі ГРП. Розрахунок показників для проектування ГРП. Працездатність елементів гідравлічної частини насоса.

    курсовая работа [2,8 M], добавлен 03.08.2012

  • Аналіз технологічності, базовий маршрутний процес обробки. Нормування технологічного процесу. Синтез варіантів компонування автоматичних ліній. Вибір транспортно-завантажувальної системи. Розрахунок економічних показників, робота автоматичної лінії.

    курсовая работа [127,0 K], добавлен 03.12.2010

  • Маршрут обробки деталі "Вал 150.054". Аналіз методів діагностики субблоку. Визначення трудомісткості технічного обслуговування й ремонту верстата з ЧПУ. Організація оснащення робочого місця електромеханіка. Проектування стендової апаратури контролю.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 06.07.2011

  • Службове призначення та технічне завдання на проектування верстатного пристрою (пневматичні тиски з вбудованим діафрагменним приводом). Опис конструкції і роботи пристрою, технічні вимоги. Розрахунок сил затиску заготовки, елементів пристрою на міцність.

    практическая работа [187,7 K], добавлен 06.01.2012

  • Розрахунок черв'ячної фрези для обробки зубчатого колеса. Проектування комбінованого свердла для обробки отвору. Розробка та розрахунок конструкції комбінованої протяжки для обробки шліцьової розвертки. Вибір матеріалів для виготовлення інструменту.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.09.2010

  • Вибір матеріалів, розрахунок вибору заготовки. Використання технологічного оснащення та методи контролю. Розрахунок спеціального пристрою для механічної обробки шпинделя. Проектування дільниці механічного цеху, охорона праці. Оцінка ефективності рішень.

    дипломная работа [641,9 K], добавлен 23.06.2009

  • Сутність електроерозійних методів обробки металу, її різновиди; фізичні процеси, що відбуваються при обробці. Відмінні риси та основні, технологічні особливості і достоїнства електрохімічних методів. Технологічні процеси лазерної обробки матеріалів.

    контрольная работа [2,0 M], добавлен 15.09.2010

  • Маршрутна схема поетапної механічної обробки поверхонь деталі. Розрахункові уточнення та послідовність обробки і технологічні допуски, використання типових планів обробки поверхонь. Технологічний процес за принципом концентрації та точність обробки.

    практическая работа [200,2 K], добавлен 17.07.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.