d - оптимальная дозировка ингибитора, г/м3,для каждого типа рекомендуется свой диапазон дозировки;
Qв - производительность скважины по воде, м3/сут;
t - предполагаемое время защиты оборудования и скважин от солеотложения, сут., рекомендуется принимать 120-150 сут.
Рассмотрим на примере скважины № 235 Таймурзинского месторождения. Примем оптимальную дозировку для реагента ИСБ - 1 (НТФ) равную 10 г/м3, коэффициент А = 2, производительность скважины по воде 25 м3/сут, время защиты оборудования за 100 суток. Тогда, отсюда
G = 1,5 * 5 ( 25 * 150 )/1000 = 28,125 кг
На основе рассчитанного количества ингибитора приготавливается раствор ингибитора в пресной воде. Для отечественных реагентов рекомендуется 0,2 - 2 % растворы. Наши 50 кг ИСБ -1 затворим в 6,25 м3 для получения 0,8 % раствора ингибитора.
Затем определяется количество продавочной жидкости для доставки приготовленного раствора в пласт с радиусом проникновения не менее одного метра. Имеются различные рекомендации по глубине продавки ингибитора в пласт. Так, по рекомендациям[10,12] глубина продавки составляет 1 м, а по исследованиям А.Ш. Сыртланова [7] для условий НГДУ "Чекмагушнефть " эта величина составляет 1,6…1,9 м. Возьмем для нашего расчета величину продавки 1,6 м.
Объем продавочной жидкости, продавливаемой в пласт рассчитываем по формуле:
Vп.ж = pr2* h * m,
где r - внутренний радиус оторочки раствора реагента, м;
m - пористость;
h - вскрытая толщина пласта, м;
В нашем расчете вскрытая толщина пласта 1295,6-1300 м (5 м), пористость равна 0,22.
Vп.ж = 3.14* 2* 5 * 0.22 = 8,84 м3
Общий объем продавки равен:
V = Vинг. + Vп.ж + Vзатр. ,
где Vзатр. - объем затрубного пространства, который находится по формуле:
Vзатр. = ((Dвн2 - dнар2)/4) * p * L,
где Dвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
dнар - наружный диаметр НКТ, м;
L - глубина спуска НКТ, м.
Vзатр = ((0,1092 - 0,0732)/4) *3,14 * 1290 = 6,65 м3
В скважине № 235 эксплуатационная колонна с внутренним диаметром 109 мм и трубы НКТ ( dнар = 73 мм) спущены на глубину 1290 м.
Итого:
V = 6,25 + 11,2 + 6,65 = 24,1 м3
Подберем и рассчитаем режим работы оборудования. Для нашей обработки выберем две автоцистерны АЦН - 11- 257 и агрегат Азинмаш - 30А. В соответствии с требованиями к обсадным (эксплуатационным) колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа. Таким образом надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, где давление на устье должно быть меньше разницы между допустимым гидростатическими давлениями:
Ру < 25 - Ргст ,
где Ру - устьевое давление, МПа;
Ргст - гидростатическое давление, МПа;
Ргст = pg*Lс,
где р - плотность воды, кг/м3;
Lс - глубина скважины, м.
Ргст = 1000 * 9,8 * 1295 = 12,7 МПа
Ру = 25 - 12,7 = 12,3 МПа
Q = Кпрод* ( Рпл - Рзаб ),
где Кпрод - коэффициент продуктивности скважины,м3/сут *МПа;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Рзаб - забойное давление, МПа.
Условно примем коэффициент продуктивности равным коэффициенту приемистости, тогда соответственно дебит скважины равен объему закачки и формула запишется:
Qзак = Кпр* ( Рзак - Рпл ),
где Qзак - объем закачки, м3/сут;
Кпр - коэффициент приемистости, м3/сут * МПа;
Рзак - давление закачки, МПа.
Коэффициент продуктивности скважины №235 равен 26 м3/сут*МПа.
Qзак = 26 * (25 - 11,6) = 348,4 м3/сут = 4,03 л/с
Пластовое давление равно 11,6 МПа.
Из расчета видно, что производительность должна быть не более 4,03 л/с. В табл. показана производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30 А.
Согласно таблице 4.1. [9], надо качать на II скорости с производительностью 2,24 л/с = 193,5 м3/сут. В этом случае устьевое давление будет вычислено по формулам:
Рзак = ( Qзак + Кпр* Рпл )/Кпр ,
Ру = Рзак - Ргст ,
Рзак = (193,5 + 26 * 11,6 )/26 = 19 МПа
Ру = 19 - 12,7 = 6,3 МПа
Таблица 4.1 Производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30А
Скорости | Частота вращения коренного вала насоса, об/мин | Диаметр плунжера, мм | |||
| 100 | 120 | ||||
| Производ., л/с | Давление,МПа | Производ., л/с | Давление,МПа | ||
| II | 49.3 | 2.24 | 50 | 3.23 | 34.4 |
| III | 94.0 | 4.28 | 25.9 | 6.16 | 18.0 |
| IV | 143.0 | 6.5 | 17.1 | 9.36 | 11.8 |
| V | 215.0 | 9.78 | 11.3 | 14.08 | 1.9 |
Сравним с допустимым Рудоп равным 12,3 Мпа, Ру<Pудоп., следовательно раствор допустимо качать на II скорости насосного агрегата.
Проверим, нельзя ли качать на III скорости. Производительность QIII = 4,28 л/с = 369,8 м3/сут, отсюда:
Рзак = (368,9 + 26 * 11,6)/26 = 25,8 МПа,
Ру = 25,8 - 12,7 = 13,1 > 12,3,
следовательно, не допустимо качать на III скорости.
Рассчитаем время задавки, которое состоит из нескольких частей:
1) время задавки для заполнения скважины ингибирующим раствором до закрытия задвижки:
2) t1 = 6,25 * 1000/2,24 = 2790,1 с
3) закачка ингибирующей жидкости в ПЗП с последующей продавкой:
t2 = ( 6,65 –6.25 )/2,24 * 1000+(6,25+11,2)/2,24*1000 = 7968,7 с
Общее время работы насосного агрегата по закачке реагентов:
Т = t1 + t2 =2790 + 7968,7 = 10758,8 с
После истечения этого времени все задвижки закрываются, скважина остается на 8 - 24 часов для более полной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах пласта, после чего скважина пускается в эксплуатацию. На скважине организуется контроль за выносом ингибитора, путем анализа периодически отбираемых проб жидкости в соответствии с РД-39-1- 237-79. Определим параметры процессы продавки ингибитора и период защиты оборудования от отложения солей с учетом оптимизации процесса, зная что Vр/hэф = 0,8 м3/м и Vп/hэф = 2,2 м3/м по лабораторным данным. Определим объем ингибирующего раствора Vр’, затворяемого на пресной воде, и необходимо для закачки в пласт толщиной 5 м
Vр’ = (Vр/hэф)уд* hэф = 0,8 * 5 = 4 м3,
где (Vр/hэф)уд– оптимальный удельный объем продавки раствора ингибитора.
Количество ингибитора mинг, требуемого для приготовления 4 м3 ингибирующего раствора оптимальной концентрации С = 1,4 % (по справочным данным находим плотность ингибирующего раствора заданной концентрации, в данном случае pинг = 1018 кг/м3):
mинг = (Vp’ * r * С)/100 = (4*1018 * 1,4)/100 = 57 кг,
Определим объем продавочной жидкости. Он складывается из объема жидкости продавливаемой в пласты Vп’ и объема скважины с учетом находящегося в ней подземного оборудования Vп". Объем жидкости:
Vп’ = (Vп/hэф)уд* hэф = 2,2 * 5 = 11 м3,
где (Vп/hэф)уд – удельный оптимальный объем продавочной жидкости.
Значение Vп" определим как:
Vп" = (D2вн – d2нар)/4 * p * L = (0,1092 – 0,0732)/4 * 3,14 *1290 = 6,65 м3,
где Dвн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
dнар – наружний диаметр НКТ; L - глубина спуска НКТ.
Средний радиус проникновения продавочной жидкости составит:
Гп = Vп’/p*h*m = 11/3,14 * 5 *0,22 = 1,8 м,
Величина радиуса закачки продавочной жидкости одновременно является внутренним радиусом кольцевой оторочки раствора ингибитора. Внешний радиус этой оторочки будет равен:
Ги = (V’п + V’р)/p*m*h = 2,1 м,
Продолжительность эффективной защиты оборудования от отложения гипса и время, через которое следует проводить следующую продавку раствора ингибитора отложения солей определим по уравнению:
t =51,44*[(2,25 – 3,1*10-6*Qж2)*(2,29 – 1,14*10-3*Qв)]=51,44*[(2,25 – 3,1*10-6*502) – (2,29 – 1,14*10-3*25)] = 260 сут.
Таким образом, для проведения обработки скважины следует приготовить 4 м3 ингибирующего раствора, для чего необходимо использовать 57 кг ингибитора ИСБ-1.Для задавки этого раствора в пласт и заполнения скважины требуется 17,65 м3 продавочной жидкости. Предполагаемый срок эффективной защиты оборудования от отложения гипса равен 260 сут. Зная t подсчитаем расчетное количество ингибитора по формуле:
G = A * d * (Q * t)/1000 = 2,0 * 10 * (25 *260)/1000 = 130 кг,
где А – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий
неравномерность выноса его из ПЗ; А = 2,0
d - оптимальная дозировка ингибитора.
Отсюда видно,что внедрения оптимизации технологии продавки ингибитора исходя из структуры эмпирических зависимостей приводит к экономизации расхода ингибитора ИСБ-1 вместо 130 кг требуется 57 кг и достаточно для получения того же срока защиты оборудования от отложения гипса.
4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей. Определение периодичности обработок скважин реагентами. Проведение специальных исследовательских работ
Для установившихся условий эксплуатации добывающих скважин при контроле за появлением в них твердого осадка используются данные динамометрирования работы насосного оборудования в сочетании с другими показателями, например характеристиками вытеснения нефти на стадии обводнения добывающих скважин, динамикой их дебита, динамического уровня и др.