1.Влияние геологического строения пласта на приёмистость скважин.

Приёмистость нагнетательных скважин зависит от геологического строения и физических свойств нефтяного пласта, совершенства его вскрытия, состава его пород, химического состава пластовых вод, физико-химических свойств нагнетаемой воды, а также гранулометрического состава примесей, содержащихся в воде, давления её нагнетания.

Продуктивные горизонты могут быть сложены из пород с различной проницаемостью. Поэтому проницаемость одного пласта может изменяться в различных его участках: высокопроницаемые участки разделяются низкопроницаемыми пропластками.

Если призабойная зона пласта представлена мощными монолитными песчаниками, карбонатами, имеющими высокую проницаемость, приёмистость таких скважин обычно высокая и практически не изменяется в процессе нагнетания воды. Если же в призабойной зоне пласта содержатся глинистые прослои, то закачка воды в большинстве случаев осложняется, так как, обнажаясь, эти глинистые пропластки размываются и загрязняют поверхность фильтрации пласта. Кроме того, когда призабойная зона пласта представлена пропластками песчаников, чередующимися с глинами и аргиллитами, пласты обычно обладают более низкой проницаемостью, следовательно, приёмистость скважин может быть незначительной.

2. Причина снижения приёмистости в процессе закачки воды в пласт.

Природные воды обычно содержат минеральные соли, различные газы, взвешенные твёрдые и коллоидные частицы, микроорганизмы.

При закачке пресной воды может происходить набухание глинистых материалов, входящих в состав пород. Во избежание этого рекомендуется проводить соляно-кислотную обработку призабойной зоны вводимых в эксплуатацию нагнетательных скважин. Это приводит к сжатию глинистых материалов вследствие замедления ионнообменного процесса между катионом кальция, входящего в состав глин, и ионом водорода, содержащегося в соляной кислоте. После взаимодействия соляной кислоты с глиной в пласты можно закачивать пресную воду с добавкой неионогенных или катионоактивных поверхностно-активных веществ, которые адсорбируются на поверхности глинистых частиц.

Взвешенные твёрдые частицы, различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде, загрязняют поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, тем самым снижая приёмистость скважин.

---

При нагнетании холодной воды в нефтяные пласты с повышенной температурой не исключена возможность распада бикарбонатов и образования карбоната кальция в пористой среде. Это объясняется тем, что с повышением температуры воды нарушается равновесие между ионами бикарбоната и двуокисью углерода СО2.

3.Снижение приёмистости в результате образования сероводорода.

Заводнение нефтяных пластов в ряде случаев сопровождается появлением в продуктивном пласте сероводорода, ранее в нём отсутствующего, что связано с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), которые восстанавливают сульфаты воды до сероводорода.

Сульфатвосстанавливающие бактерии практически содержатся во всех поверхностных и подземных источниках воды, при закачке которой неизбежно загрязнение призабойной зоны нагнетательных скважин этими бактериями, являющимися анаэробными микроорганизмами, то есть их жизнедеятельность протекает без доступа кислорода. Источником энергии для их развития при попадании в нефтяной служат углеводороды нефти. Поэтому сульфатвосстанавливающие бактерии развиваются только в нефтеносных пластах. Активная жизнедеятельность СВБ при разработке нфтяных месторождений приводит к снижению приёмистости скважин в результате:

выпадения в призабойных зонах карбонатных осадков, которые образуются при замещении сульфатных ионов воды карбонатными;

образования осадка сульфида железа при использовании воды с большим

содержанием железа;

закупоривания колониями микроорганизмов поровых каналов продуктивного пласта в призабойной зоне скважин.

4.Влияние раскрытия и смыкания трещин призабойной зоны пласта на приёмистость.

Общая проницаемость пласта: общ  пор  тр , где

пор , тр – проницаемость соответственно пористой среды и трещин.

Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых складывается поровое пространство.

Проницаемость трещин в основном зависит от раскрытия трещин, на что, в свою очередь влияет давление нагнетания воды.

Устойчивая работа нагнетательных скважин обусловлена в большинстве случаев естественным раскрытием трещин. В процессе закачки воды в скважину при определённом перепаде давления в пласте трещины раскрыты и закачиваемая вода движется в основном по ним. При уменьшении давления нагнетания эти трещины постепенно смыкаются, и основная часть закачиваемой воды начинает фильтроваться по порам в пласте. В результате в зависимости от изменений перепада давления, в свою очередь, меняется приёмистость нагнетательных скважин.

---

3.5 Расчёт приёмистости нагнетательной скважины

Расчёт приёмистости скважины 1610 куста 48 Усть – Балыкского месторождения.
Таблица 3.1 Исходные данные

п/п	Наименование данных расчёта	Обознач.	Ед. изм	Значен.
1.	Давление на выкиде насоса КНС	Ркнс	МПа	11.5
2.	Разность геодезических отметок	h	м	- 5
3.	Диаметр водовода	Dвод	мм	110
4.	Расстояние до фильтра	Нф	м	2550
5.	Пластовое давление	Рпл	МПа	25
6.	Диаметр НКТ	dнкт	мм	60
7.	Плотность воды	в	кг/м3	1000
8.	Длина водовода	Lвод	м	1000
9.	Интервал продуктивного пласта	hэф	м	10
10.	Вязкость воды		МПа  с	1
11.	Коэффициент проницаемости	к	мкм2	0.15
12.	Радиус контура питания	Rк	м	500
13.	Приведённый радиус скважины	rс	мм	150
14.	Коффициент гидродинамич. совершенства			0.7
15.	Объёмный коффициент	b		1

---

1. 
   Так как расход жидкости неизвестен, то приблизительное значение давления на забое без учёта потерь на трение вычисляют по формуле
   

Рзаб  Ркнс  Ргеод Нф в g10^-6 , где

Ргеод в g10^-6-510009.810^-6-0.05МПа

Рзаб  11.50.05255010009.8  10^-636.4МПа

2. 
   Определим приблизительное значение приёмистости скважины.
   

_{Q наг } 236  к  hэф  (Рзаб – Рпл)   с

b    lg Rк / rc
_{Q наг } 236  0.15  10  (36.4 – 25)  0.7_{806 м3/сут}

1  1  lg500 / 0.15

3. 
   Опеделим потери на трение
   

_{Р тр  0.108   } (Qнаг)²  (Нф  Lвод)  в

d⁵
_{Р тр  0.108  0.03 } (0.009)²  (2550 + 1000)  1000 _{ 1.210-6 Па  1.2МПа}

(0.06)⁵

4. 
   Определим уточнённое значение давления на забое
   

Рзаб  Рзаб - Ртр

Рзаб  36.4 – 1.2  35.2 МПа

5. 
   Найдём уточнённое значение приёмистости нагнетательной скважины
   

_{Q наг } 236  к  hэф ( РзабРпл )  с _ 236  0.15  10 (35.2 – 25) 0.7 _

b  lg Rк/rc 1  1  lg500/0.15

 722 м³/сут

3.7 Расчёт СКО для увеличения приёмистости

Расчёт СКО скважины 7091 куста 72 Усть - Балыкского месторождения.
Таблица 3.3 Исходные данные

п/п	Наименование данных расчёта	Обознач.	Ед. изм.	Значен.
1.	Глубина скважины	Нс	м	2540
2.	Диаметр эксплуатационной колонны	Dэ	мм	168
3.	Диаметр НКТ	dнкт	мм	73
4.	Интервал продуктивного пласта	hэф	м	10
5.	Пластовое давление	Рпл	МПа	24.9
6.	Устьевое давление	Ру	МПа	14.4
7.	Кислота техническая	хк	%	27.5
8.	Плотность соляной кислоты при 25С	к25	кг/м3	1134
9.	Концентрация соляной кислоты	хр	%	14
10.	Температура приготовления кислоты	tк	С	15
11.	Объёмная доля уксусной кислоты	Сук	%	80
12.	Объёмная доля серной кислоты		%	0.4
13.	Плотность нефти	н	кг/м3	860
14.	Плотность воды	в	кг/м3	1000
15.	Плотность хлористового бария	х	кг/м3	4000
16.	Объёмная доля товарного ингибитора	Си	%	100
17.	Норма добавки уксусной кислоты	bук	%	3
18.	Норма добавки интенсификатора	bин	%	0.3
19.	Норма добавки ингибитора	bи	%	0.2
20.	Норма расхода кислотного раствора	р		1.1

---

Для выполнения расчёта СКО необходимо выбрать реагенты, их количество и необходимое оборудование для обработки призабойной зоны соляной кислотой.
1. Объём кислотного раствора вычисляют по формуле

Vр р  hэф ( 3.18 )

Vр  1.1  10  11 м³

2. 
   Объём товарной кислоты вычисляют по формуле
   

_{V к } Vк  хр  (5.09  хр + 999) _{( 3.19 )}

хк  (5.09  хк + 999)
_{Vк =} 11  14 (5.09  14 + 999) _{= 5.3м3}

27.5  (5.09  27.5 + 999)
3. Плотность кислоты при tк = 15С вычисляют по формуле
_к15 = _к25 + (2.67  10^-3  _к25  2.52)  (t  tк) ( 3.20 )

_к15 = 1134 + (267  10^-3  1134  2.52)  (25 – 15) = 1138.39 кг/м³
4. Объём товарной кислоты при заданной tС вычисляют по формуле
_{Vк =} Vр  5.09  хр  (5.09  хр + 999) _{( 3.21 )}

к15  (к15 – 999)
_{Vк =} 11  5.09  14  (5.09  14 + 999) _{= 5.3 м3}

1138.39  (1138.39 – 999)
5. Количество хлористового бария необходимого для нейтрализации серной кислоты, которая содержится в технической соляной кислоте первого сорта вычисляют по формуле

Gхб = 21.3  Vр (  хр / хк – 0.02) ( 3.22 )

Gхб = 21.3  11  (0.4  14 / 27.5 – 0.02) = 43кг

6. 
   Объём хлористого бария вычисляют по формуле
   

_{V хб =} Gхб _{( 3.23 )}

хб
_{Vхб =} 43 _{= 0.011 м3}

4000

7. 
   В качестве стабилизатора выбираем уксусную кислоту. Объём уксусной кислоты вычисляют по формуле
   

_{V ук =} ^{bук  Vр} _{( 3.24 )}

^Cук
_V

---

Смотрите также файлы

• По роли лицо, совершившее преступление государственные органы.docx

• Отчет по преддипломной практике на тему Обзор сетей транкинговой связи (название темы) Специальность.docx

• Практическое задание к теме 3.docx

• Контрольная работа вариант 1 Выполнил (а) обучающийся заочного отделения по специальности 40. 05. 04.doc

• Конспект занятия по словарной работе в средней группе.doc