Файл: Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения.docx
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 182
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, насосный блок с трансмиссией, манифольд, самовсасывающую систему и другое вспомогательное оборудование.
Цистерна представляет собой сварную емкость с поперечным сечением овальной формы. В задней верхней части цистерны расположена горловина для заполнения цистерны, выполняющая функции люка-лаза для осмотра и ремонта.
Днище цистерны усилено вертикальными ребрами из листового проката, проваренными с внутренней стороны.
Цистерна разделена волногасителем на два равных отсека. В задней нижней части цистерны имеется отвод для подсоединения всасывающего труб.опровода, а по оси симметрии отвод для слива остатков. В передней части цистерны имеется отвод для подсоединения нагнетательного труб.опровода.
Установка насосная состоит из коробки отбора мощности, карданного вала, редуктора и центробежного насоса.
Технические характеристики спецтехники приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Основные технические характеристики спецтехники для проведения ЩПВ
Продолжение таблицы 2.4
2.5 Характеристика основных параметров закачки
В настоящей работе для оценки эффективности технологии вышеуказанного метода увеличения нефтеотдачи на Наратовском месторождении было выбрано 3 очага воздействия по номерам нагнетательных скважин: 9, 27, 176. Геолого-промысловые данные и отношение добывающих скважин к очагам закачки приведены в таблицах 2.6, 2.7.
Руководящих инструкций и регламентирующих документов по расчету основных параметров закачки реагентов нет. Однако существуют рекомендации, которые выработаны и получены путем анализа экспериментальных данных при закачке различных объемов композиций в течение 12 лет.
Цехом НИПР НГДУ «Южарланнефть» с точки зрения и технологической эффективностью рекомендованы объемы закачки реагентов на единицу мощности пласта [10]:
- раствор полиакриламида…………………….1,5 – 2 м³/м толщины пласта;
- раствор щелочи………………………………….0,5 м ³/м толщины пласта;
- растворителя……………………………………...0,5 м³/м толщины пласта.
Таблица 2.6 – Геолого-промысловые данные по скважинам 9, 27, 176
Продолжение таблицы 2.6
Таблица 2.7 – Добывающие скважины по очагам закачки
Раствор ПАА концентрацией 0,5% – это высоковязкая жидкость, напоминающая гель (вязкость 25 – 27 МПа·с). Если увеличить концентрацию раствора, то вязкость увеличится настолько, что прокачать этот раствор в пласт становится затруднительно (высокие давления нагнетания). Если же снизить концентрацию ПАА до 0,2 – 0,1%и ниже, то эффективность его применения снижается. Снижается дополнительное гидродинамическое сопротивление, которое создается для выравнивания фронта вытеснения. Выравнивание фронта будет проходить менее интенсивно, за счет понижений вязкости ПАА. Снизится охват пласта воздействием. Меньшее количество структурообразователя окажется в пласте, что в свою очередь отразится на устойчивости образующегося осадка. Поэтому выбирается оптимальное значение концентрации ПАА, при которой одновременно: раствор можно прокачать в пласт и раствор выполнит функции структурообразователя осадка.
Гидроксид натрия поступает от производителя в виде раствора с концентрацией 40% (насыщенный раствор щелочи). При повышении концентрации раствора, растворения не происходит, а выпадает осадок. По данным лабораторных исследований известно, что чем выше концентрация реагента и минерализация пластовой воды, тем интенсивнее образуется осадок. Для увеличения продолжительности эффекта в пласт нужно доставить максимальное количество реагирующего вещества при ограниченном объеме закачиваемого раствора. По мере продвижения оторочки щелочи по пласту происходит образование осадка и реагент теряет свои свойства. Исходя из вышесказанного, концентрация раствора щелочи подбирается максимальной.
Растворитель «Нефрас» применяется без предварительной обработки и подготовки в том же виде, в каком он поступил от производителя.
Произведем расчет давления закачки для вышеуказанных нагнетательных скважин.
2.6 Расчет параметров закачки композиции щелочно-полимерного раствора на нагнетательной скважине
Основным параметром закачки ЩПВ является давление закачки ЩПР на нагнетательной скважине.
Так как объемы компонентов ЩПР для осуществления операции на одной нагнетательной скважине определены выше будем рассматривать только расчет для определения давления закачки.
Значение данного параметра для конкретной скважины определяется следующей методике согласно рекомендациям [11].
Сначала определяются потери напора по длине скважины
(2.1)
где h – потери напора по длине, мм. вод. ст.;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
Н – глубина скважины, м;
dвнут. – внутренний диаметр НКТ, м;
v нисх. – скорость нисходящего потока жидкости, м/с;
g – ускорение свободного падения, м/с2.
Для определения коэффициента сопротивления находим параметр Рейнольдса
(2.2)
где Re – параметр Рейнольдса;
vнисх. – скорость нисходящего потока жидкости, м/с;
dвнут. – внутренний диаметр НКТ, м;
– вязкость жидкости, м²/с.
Цистерна представляет собой сварную емкость с поперечным сечением овальной формы. В задней верхней части цистерны расположена горловина для заполнения цистерны, выполняющая функции люка-лаза для осмотра и ремонта.
Днище цистерны усилено вертикальными ребрами из листового проката, проваренными с внутренней стороны.
Цистерна разделена волногасителем на два равных отсека. В задней нижней части цистерны имеется отвод для подсоединения всасывающего труб.опровода, а по оси симметрии отвод для слива остатков. В передней части цистерны имеется отвод для подсоединения нагнетательного труб.опровода.
Установка насосная состоит из коробки отбора мощности, карданного вала, редуктора и центробежного насоса.
Технические характеристики спецтехники приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Основные технические характеристики спецтехники для проведения ЩПВ
| Наименование характеристики | Единица физической величины | Значение характеристики |
| Агрегат ЦА – 320 | ||
| Автомобильная база УРАЛ – 4320 | – | – |
| Грузоподъемность | т | 12 |
| Мощность двигателя | кВт | 176 |
| Частота вращения вала двигателя | мин-1 | 2100 |
| Насос НЦ 320 | ||
| Полезная мощность | кВт | 108 |
| Ход поршня | мм | 250 |
| Передаточное число | – | 22 |
| Число скоростей | – | 4 |
| Минимальна подача | дм³/с | 2,8 |
| Максимальная подача | дм³/с | 26 |
| Минимальная подача | МПа | 4,5 |
| Максимальный напор | МПа | 40 |
| Вспомогательный двигатель ЗМЗ–511 (ГАЗ–53) | ||
| Частота вращения вала двигателя | – | – |
| максимальная | мин-1 | 3200 |
| рабочая | мин-1 | 2500 – 2950 |
| Мощность | кВт | 92 |
| Крутящий момент | Н∙м | 300 |
| Центробежный насос ЦНС 38–154 | ||
| Частота вращения вала насоса, | мин-1 | 2950 |
| Подача | м³/мин | 0,1 |
| Давление | МПа | 1,54 |
Продолжение таблицы 2.4
| Наименование характеристики | Единица физической величины | Значение характеристики |
| Автоцистерна АЦ–8–5320 | ||
| Автомобильная база КаМАЗ-5320 | – | – |
| Емкость цистерны | м³ | 8,3 |
| Масса транспортируемой жидкости | т | 6,8 |
| Центробежный насос ЗК– 6 | ||
| Подача | дм³/с | 19,5 |
| Напор | МПа | 0,6 |
| частота вращения вала насоса | об/мин | 2900 |
| Диаметры труб.опроводов | – | – |
| всасывающий | мм | 100 |
| нагнетательный | мм | 50 |
| Полная масса автоцистерны | – | – |
| без груза | т | 8,500 |
| с грузом | т | 15,305 |
2.5 Характеристика основных параметров закачки
В настоящей работе для оценки эффективности технологии вышеуказанного метода увеличения нефтеотдачи на Наратовском месторождении было выбрано 3 очага воздействия по номерам нагнетательных скважин: 9, 27, 176. Геолого-промысловые данные и отношение добывающих скважин к очагам закачки приведены в таблицах 2.6, 2.7.
Руководящих инструкций и регламентирующих документов по расчету основных параметров закачки реагентов нет. Однако существуют рекомендации, которые выработаны и получены путем анализа экспериментальных данных при закачке различных объемов композиций в течение 12 лет.
Цехом НИПР НГДУ «Южарланнефть» с точки зрения и технологической эффективностью рекомендованы объемы закачки реагентов на единицу мощности пласта [10]:
- раствор полиакриламида…………………….1,5 – 2 м³/м толщины пласта;
- раствор щелочи………………………………….0,5 м ³/м толщины пласта;
- растворителя……………………………………...0,5 м³/м толщины пласта.
Таблица 2.6 – Геолого-промысловые данные по скважинам 9, 27, 176
| Данные | Нагнетательные скважины | ||
| № 9 | № 27 | № 176 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Дата окончания бурения | 04.83 | 03.80 | 05.87 |
| Альтитуда, м | 72,7 | 70,8 | 72,7 |
| Глубина скважины, м | 1333,0 | 1388,0 | 1480,0 |
| Искусственный забой, м | 1321,0 | 1379,0 | 1471,0 |
| Диаметр кондуктора, мм | 245,0 | 245,0 | 245,0 |
| Диаметр эксплуатационной колонны, мм | 146,0 | 146,0 | 146,0 |
| Интервалы перфорации, м (количество выстрелов) | 1248,8 - 1251,2 (50) | 1296,4 - 1299,2 (60) | 1402,0 - 1405,4 (70) |
| 1252,4 - 1254,8 (50) | – | 1408,2 - 1409,8 (30) | |
| 1257,6 - 1259,2 (40) | – | – | |
| Дата перевода скв в добывающий фонд | 12.83 | 07.80 | 07.87 |
| Дата перевода скв в нагнет фонд | 03.84 | 10.80 | 08.87 |
| Средняя приемистость по годам, м3/сут | 190,0 | 216,0 | 122,0 |
| Давление закачки, атм | 85,0 | 90,0 | 67,0 |
Продолжение таблицы 2.6
| Данные | Нагнетательные скважины | ||
| № 9 | № 27 | № 176 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Дата проведения ЩПВ | 03.1997 | 09.1997 | 09.1997 |
| 01.1998 | 05.1998 | 05.1998 | |
| 07.1999 | 06.2000 | 05.1999 | |
| 07.2000 | 07.2001 | 07.2000 | |
| 02.2001 | 03.2002 | 07.2001 | |
| 06.2003 | 01.2003 | 03.2002 | |
| 03.2005 | 08.2004 | 01.2003 | |
| – | 02.2005 | 09.2004 | |
| – | – | 03.2005 | |
Таблица 2.7 – Добывающие скважины по очагам закачки
| Очаг воздействия, нагнетательные скважины, № | Добывающие, реагирующие скважины, № |
| 9 | 1, 2, 4, 5, 16 |
| 27 | 11, 12, 22, 26, 28, 32, 33, 34, 17Д, 7568 |
| 176 | 55, 175, 177, 180, 181, 201, 202, 205,206,316, 317, 318, 319, 321 |
Раствор ПАА концентрацией 0,5% – это высоковязкая жидкость, напоминающая гель (вязкость 25 – 27 МПа·с). Если увеличить концентрацию раствора, то вязкость увеличится настолько, что прокачать этот раствор в пласт становится затруднительно (высокие давления нагнетания). Если же снизить концентрацию ПАА до 0,2 – 0,1%и ниже, то эффективность его применения снижается. Снижается дополнительное гидродинамическое сопротивление, которое создается для выравнивания фронта вытеснения. Выравнивание фронта будет проходить менее интенсивно, за счет понижений вязкости ПАА. Снизится охват пласта воздействием. Меньшее количество структурообразователя окажется в пласте, что в свою очередь отразится на устойчивости образующегося осадка. Поэтому выбирается оптимальное значение концентрации ПАА, при которой одновременно: раствор можно прокачать в пласт и раствор выполнит функции структурообразователя осадка.
Гидроксид натрия поступает от производителя в виде раствора с концентрацией 40% (насыщенный раствор щелочи). При повышении концентрации раствора, растворения не происходит, а выпадает осадок. По данным лабораторных исследований известно, что чем выше концентрация реагента и минерализация пластовой воды, тем интенсивнее образуется осадок. Для увеличения продолжительности эффекта в пласт нужно доставить максимальное количество реагирующего вещества при ограниченном объеме закачиваемого раствора. По мере продвижения оторочки щелочи по пласту происходит образование осадка и реагент теряет свои свойства. Исходя из вышесказанного, концентрация раствора щелочи подбирается максимальной.
Растворитель «Нефрас» применяется без предварительной обработки и подготовки в том же виде, в каком он поступил от производителя.
Произведем расчет давления закачки для вышеуказанных нагнетательных скважин.
2.6 Расчет параметров закачки композиции щелочно-полимерного раствора на нагнетательной скважине
Основным параметром закачки ЩПВ является давление закачки ЩПР на нагнетательной скважине.
Так как объемы компонентов ЩПР для осуществления операции на одной нагнетательной скважине определены выше будем рассматривать только расчет для определения давления закачки.
Значение данного параметра для конкретной скважины определяется следующей методике согласно рекомендациям [11].
Сначала определяются потери напора по длине скважины
(2.1)где h – потери напора по длине, мм. вод. ст.;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
Н – глубина скважины, м;
dвнут. – внутренний диаметр НКТ, м;
v нисх. – скорость нисходящего потока жидкости, м/с;
g – ускорение свободного падения, м/с2.
Для определения коэффициента сопротивления находим параметр Рейнольдса
(2.2)где Re – параметр Рейнольдса;
vнисх. – скорость нисходящего потока жидкости, м/с;
dвнут. – внутренний диаметр НКТ, м;
– вязкость жидкости, м²/с.