3. Закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины.
4.4 Термические и термохимические методы стимуляции скважин
К этим методам относится ТБХО.
ТБХО – термобарохимическая обработка.
Целью настоящей технологии является термохимический прогрев нижней части ствола скважины, включая интервал перфорации, и ПЗ с целью удаления отложений АСПВ и повышения проницаемости пласта за счёт комбинированного воздействия на породу импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью.
Технология ТБХО основана на использовании водных растворов органических и неорганических солей, способных в определённых условиях к саморазложению с выделением энергии. Способ ТБХО сводится к заполнению скважины в зоне перфорации раствором термохимической композиции и инициированного в ней реакции, проходящей с выделением тепла и газов. В результате, назабое резко увеличивается давление и образуется высокотемпературная парогазовая смесь, которая разрывает породу, создавая сеть трещин, повышая проницаемость ПЗ, и способствует очистке пор пласта от осложнений АСПВ.
4.5 Расчёт процесса ГРП
Для ГРП принимаем эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: глубина Н=1780 метров, диаметр эксплуатационной колонны Дэкс.к=16,8 см., трубы из марки стали С, эффективная мощность пласта h=10 метрам, интервалом перфорации эксплуатационной колонны 1753-1759, коэффициент продуктивности скважины 0,115 т\сут, пластовое давление 134 атм., забойное давление 51 атм., способ эксплуатации глубинно насосный. Нефтяной пласт сложен мелкозернистым, хорошо сцементированным песчаником, имеющий пористость 0,15 0,28, проницаемость 5 мД, нефтенасыщенность 70%, режим упруговодонапорный.
Основными расчётными показателями являются: давление разрыва, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип, число агрегатов, ожидаемая эффективность гидроразрыва.
1) вертикальное горное давление.
Рв.г=Н*Р2/10
Рв.г=1780*2,5/10*0,981*105=436,5*105=43,6 МПа.
Давление разрыва пласта:
Рразр=Рв.г-Рпл+р, где
р=147,1*104 Па или 1,47 Мпа*Рразр=43,6-13,4+1,47=31,6 Мпа
Если вязкость жидкости 250СПз, то допустимое давление на устье скважины при запуске жидкости песконосителя будет :
2) Ру=Д2н-Д2в/ Д2н+Д2в тек/k+Рпл+hР/10-L/10;(Мпа),
Где Дн=16,8см наружний диаметр обсадных труб;
Д2в=14,4см внутренний диаметр колоннны труб;
тек=3200нгс/см2- предел текучести для стали марки С;
k=1,5 запаспрочности
h=потери напора на трение в обсаднойтрубе;
0,95 относительная плотность жидкости разрыва;
L=1780м длина обсадной колонны.
3) Потери напора :
H=56*1780/1750=57 м водяного столба.
Следовательно:
Ру=16,82-14,42/16,82+14,42*3200/1,5+134+57*0,95/10-1780*0,95/10=175 ат или 17,1 МПа.
4) Допустимое давление на устье в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на стравливающее усилие:
Ру=Рстр/ (k-G/ПД2вн/4)(МПа),
Где Рстр=125тс;
G=50тс-усилие затяжки при обвязке обсадной колонны,
K=1,5-запас прочности
Ру=(125/1,5-50)*1000/3,14*14,62 200атм или 200*0,981*106Па=19,6 МПа.
Из полученных данных давлений на устье принимаем меньшее (17,1 МПа)..Возможное Рзаб при Руст.=17,1 МПа составит:
5) Рзаб=Ру+Н /10- H /10=338.7 атм.или 33,2 Мпа
Но так как Рп.разр. на забое < 30,5 Мпа, то Р уст.будет:
6) Ру= Рзаб- H +h /10, (МПа)
Ру=338,7-1780*0,95/10+64*0,95/10=175,7 атм. Или 17,5 МПа
Следовательно давление на устье ниже допустимого для принятых труб марки С (при толщине стенки 12 мм. трубы испытываются на Рвнутр.=185 атм.). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления гидроразрыв введём непосредственно через колонну обсадных труб.
По опытным данным, объём жидкости разрыва колеблется в пределах 5 10м.куб. для данной скважины средний объём нефти принимаем Vр=7,5 м3.
Концентрация песка зависит от вязкости жидкости песконосителя и тепла её закачки. Рекомендуется применять следующую концентрацию песка: для нефти с вязкостью более 50 сПз 150 300 г\л, а для загущенных нефтеродуктов вязкостью до 250 сПз 300 500 г\л, значит принимаем С= 300 т\л или 0,3 т\м3.
7) объём жидкости - песконосителя:
Vж.п= Gп/С, где Gп содержание песка, С концентрация песка.
Vж.п= 8/0,3=26,7 м3
Из полученных данных давлений на устье принимаем меньшее (17,1 МПа)..Возможное Рзаб при Руст.=17,1 МПа составит:
№ докум.
8) Рзаб=Ру+Н /10- H /10=338.7 атм.или 33,2 Мпа
Но так как Рп.разр. на забое < 30,5 Мпа, то Р уст.будет:
9) Ру= Рзаб- H +h /10, (МПа)
Ру=338,7-1780*0,95/10+64*0,95/10=175,7 атм. Или 17,5 МПа
Следовательно давление на устье ниже допустимого для принятых труб марки С (при толщине стенки 12 мм. трубы испытываются на Рвнутр.=185 атм.). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления гидроразрыв введём непосредственно через колонну обсадных труб.
По опытным данным, объём жидкости разрыва колеблется в пределах 5 10м.куб. для данной скважины средний объём нефти принимаем Vр=7,5 м3.
Концентрация песка зависит от вязкости жидкости песконосителя и тепла её закачки. Рекомендуется применять следующую концентрацию песка: для нефти с вязкостью более 50 сПз 150 300 г\л, а для загущенных нефтеродуктов вязкостью до 250 сПз 300 500 г\л, значит принимаем С= 300 т\л или 0,3 т\м3.
10) объём жидкости - песконосителя:
Vж.п= Gп/С, где Gп содержание песка, С концентрация песка.
Vж.п= 8/0,3=26,7 м3
4.6 Расчёт процесса СКО
Расчет процесса СКО сводится к определению необходимого объема и концентрации кислоты, объёма продавочной жидкости, оборудования, его количества и режим работы агрегата.
Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных малопроницаемых пород расход раствора составляет 0,4-0,6м3 на 1м толщины пласта, высокпроницаемых 0,6-1 м3/м; для вторичных обработок -соответсвенно 0,6-1 и 1-1,5 м3/м. При воздействии на трещиноватые породы для первичной обработки необходимо 0,6-0,8м3 раствора на 1м толщины пласта, а для вторичной 1-1,5 м3/м
1. При расчетах процесса соляно-кислотной обработки скважины необходимо определить общий объем кислоты заданной концентрации по формуле :
Wср=Vc*h(1)
Wср=0.4*10=4 м3
где - Vc средняя норма расхода кислоты - 0.4м3
2. Находим объем концентрированной товарной кислоты :
Vкон=Wср*(P-103)/(Pтов-103) (2)
Vкон=4*(1060кг/м3-1000)/(1160кг/м3)=1.5м3
где Ртов-плотность товарной кислоты
Р-плотность готового рабочего раствора.
Зная объем концентрированной кислоты , можно определить количество
воды , необходимой при смешивании с товарной кислотой для получения
рабочего раствора заданной концентрации:
V=Wср-Vкон (3)
У-4-1/5=2/5м3
3. В качестве ингибитора принимаем уникоп марки У-2. Потребное количество уникопа определяем по формуле:
Qу=(74В*\Wр)/(А-х) (4)
Q=(74*5*4)/(227-12)=6.8 л .
где В - % добавки уникопа к соляной кислоте , В=5% по объему от
количества концентрированной кислоты.
х - % концентрация разбавленного рабочего солянокислотного раствора.
А- числовой коэффициент принимаемый по характеристике
концентрированной кислоты 227.
4. Против выпадения из солянокислотного раствора , содержащихся в ней солей железа , добавляем уксусную кислоту в количестве:
Q.к.=(10?*Ъ*Wр)/с (5)
Q.к.-(1000*1.5*4)/80
гдеЬ- % добавки уксусной кислоты.
(Ь={+0.8=0.7+0.8=1.5% ,где Г- содержание в соляной кислоте солей железа
которое равно-0.7)
с-концентрация уксусной кислоты =80%
5. Для растворения , содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде гелия кремневой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве:
Qп.к=(1000*b*Wср)/m(6)
Qп.к=(1000*1*4)/60=66.6 л
где Ь=1, а т- концентрация товарной плавиковой кислоты в
содержании=60%
6. Для борьбы с выпадением гипса добавляют к соляной кислоте хлористый барий в количестве:
Ох.б.-21.3*Wср*(а*х/z)+0.02 (7)
Ох.б.=21.3*4*(0.6*12/31)+0.02=19.8кг
где а-содержание ЗСЪ товарной соляной кислоте-0.6%
х-концентрация разбавленного рабочего агента
2-концентрация товарной кислоты
7. Определяем общий объем :
Q=Qy+Qyk+Qпк+Qхб (8)
Q=6.8+75+66.6+19.8=168.2л=0.17м3
8. Определяем объем воды для разбавления кислот:
Vв=Wср-Vкон-Q(9)
Vв=4-1.5-0.17=2.3м3
Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважины применяются специальные агрегаты Азинмаш-ЗОА
9. Впроцессе подготовительных работ скважина промывается и заполняется водой,объем выкидной линии равен;
Vв=0.785*d2*Iобв (10)
Vв=0.785*0.062*10=0.085 м3
Объем одного метра НКТ равен:
Ункт=0.785*0.052* 1-0/0025 м3/м
1. Рассчитываем объем ствола скважины:
Vс=0.785*(D2-d12)*Нс (11)
Ус=0785*(0.132-0.062)*1675=17.5м3
2 Определяем общий объем выкидной линии НКТ и ствола скважины:
Vобщ=Vн.в. (12)
где-Ун.в.=4.26 м -объем необходимой воды для задавки
3. Определяем необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом ц=3.6 л/с
Рвн-Рзаб-Рж+Рт (13)
где Рзаб-максимальное забойное давление при закачке:
Pзаб=Рпл+(q*0.001*86400/к) (14)
Рзаб=16+(3.6*0.001*86400/25)=29.1МПа
где к=25 м/сут*МПа-коэффициент приемистости
Пж-давление столба жидкости при р=1100кг/м 3
Рж=р*g*h*10-6 (15)
где g=9.81 м/с2-ускорение свободного падения
Рж=1100*1675*9.81*10-6=18.4МПа
Рт-потери давления на трение , при м=3 МПа*с
4. Рассчитываем скорость движения жидкости:
V=3.6*0.001/0.785*0.05"2=1.8 м/с (16)
5.определяем число рейнольдса:
Re=V*d*p/m(17)
Re=1.8*0.05*1100/3* 10"3=37820
6. Рассчитываем коэффициент гидравлического трения
Н=0.3164/Rе025 (18)
Rе=0Л364/37820о25=13.8 (19)
7. Потери давления на трение:
Pт=h*v2*Hc*p*10-6/2d(20)
Pт=13.8*1.82*16.75*1100*10-6/2*0.05=3МПа