Курсовая работа (т): Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

Определим объем товарной кислоты по формуле:

где VTK -объем товарной кислоты м3

VК - объем кислотного раствора м3

ХР - заданная концентрация HCl, %

ХК - концентрация товарной кислоты, %

Объем уксусной кислоты

,

где  - норма добавки 100% - й уксусной кислоты, %;

сук - объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%

Объем уротропина, м3:

,

где bук - выбранная объемная уротропина в растворе, %;

сук - объемная доля товарного уротропина, равная 100%.

Объем марвелана - К (О), м3:

,

где bук - норма добавки марвелана К (О), %.

Количество хлористого бария, кг:

,

где 21,3 - масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты, кг; а - содержание серной кислоты в товарной соляной кислоте, равно 0,6 %; 0,02 - допустимая концентрация серной кислоты в растворе. При плотности хлористого бария 4000 кг/м3 его объем, м3:

,

.

где ∑Vpear - суммарный объем реагентов, м3

Результаты расчета представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2 - Объемный состав кислотного раствора

4.2 Порядок приготовления кислотного раствора

Наливаем в мерник 15,565 м3 воды, добавляют к воде 0,070 м3 уротропина технического; 1,313 м3 , уксусной кислоты; 18,024 м3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. При концентрации кислотного раствора 15% его плотность при 15°С должна быть равна 1073 кг/м3 (находим в приложении 1).

Если замеренная плотность меньше расчетной, то в раствор добавляем товарную концентрированную кислоту в объеме:

где р - плотность раствора с запланированной концентрацией, кг/м3 ; рф - фактическая плотность готового раствора, кг/м3;

рк - плотность товарной кислоты измеряемая ареометром, кг/м3 .

Если замеренная плотность больше расчетной, то в раствор добавляем воду в объеме:

Если плотность товарной концентрированной кислоты или готового кислотного раствора измерена при температуре, отличной от +15°С, то вводится поправка (представленная в таблице 3.3).

Таблица 3.3 - Температурная поправка к плотности кислоты на 1°С

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:

ВН=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

1980

lл, м

20

hвп, м

1920

Пpпл, МПа

18,5

dB, м

0,062

К, м3/(сут*МПа)

18

dнар, м

0,073

, кг/м3860

DB, м

0,1578

, мПа*с3,2

dл, м

0,05

, мм0,2

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.