ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 211
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3 = 1600 м - интервалы перфорации;
1518 - 1520 м;
1530 - 1532 м;
К = 50 м3/сут˖МПа - коэффициент продуктивности;
Рпл = 16,5 МПа - пластовое давление;
Рзат = 14,5 МПа - затрубное давление;
V = 2,3·103 м3/с - кинематическая вязкость нефти;
G = 16,8 м3/м3 - газовый фактор;
ρ = 883 кг/м3 - плотность добываемой жидкости;
Q = 44 м3/сут - дебит жидкости;
hст = 520 м - статический уровень;
Н = 96% - обводнённость;
Рпл = 14 МПа - пластовое давление;
Рзаб = 12 МПа - забойное давление;
Глубинонасосное оборудование.
hн = 1270 м - глубина спуска;
dнкт = 73 мм - диаметр НКТ;
73-НВ1Б-А-32-30-15-2-И – насос.
В результате проведённого анализа результата исследований геологической службой ЦДНГ, было решено произвести закачку СОНПАР -5403 в ПЗП. Работы по закачке реагента выполняют бригады ПКРС.Численный состав бригады при односменном режиме работы – в бригаде 2 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек. При многосменном режиме работ – в бригаде 4 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек. Применяемое оборудование: насосная установка СИН-32 и ЦА-32, автоцистерна АЦН-11.
В цехе был произведен расчёт закачки СОНПАР-5403 и составлен план работы.
Решение:
1) Расчёт необходимого количества ингибитора:
, кг [1,стр.254] (1)
где А = (1,5 - 2,0) – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны;
РО = (30 - 200) - оптимальная дозировка ингибитора, г/м3;
QВ – производительность скважины по воде, м3/сут;
Т – предполагаемое время защиты оборудования.
На основе рассчитанного количества ингибитора приготовить 5 - 15% раствор в пресной воде, mp = 690 кг.
2) Объём реагента:
, м3 [1,стр.254] (2)
3) Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:
, м3 [1,стр.254] (3)
4) Общий объём раствора приготовим в количестве:
, м3 [1,стр.254] (4)
5) Так как приёмистость пласта выше давления опрессовки колонны, необходимо поднять ГНО и спустить пакер. Пакер спускаем на глубину:
НП = 1528 м на 10 м выше верхних дыр зоны перфорации.
Ниже спускаем хвост до нижних дыр зоны перфорации.
Ннкт = 1549 м, хвост будет:
, м [1,стр.254] (5)
6) Рассчитать объём дополнительной жидкости:
, м3 [1,стр.254] (6)
, м3 [1,стр.254] (7)
где m = 1,8 - коэффициент пористости;
R - предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт, м;
Н = 7 - вскрытая толщина пласта, м;
VНКТ = 73 - внутренний объём подвески НКТ, мм.
Выдержать скважину в течении 12 часов под давлением для полной абсорбции ингибитора в породе коллектора и распределения его в порах пласта.
После этого поднять НКТ с пакером.
Спустить прежнее ГНО и пустить скважину в работу.
Вывод: закачка химического реагента СОНПАР - 5403 необходима в количестве 690 кг и объема реагента 0,55 м3.
2.2.3 Расчет технологической эффективности
Таблица 5 – Исходные данные для расчета технологической эффективности
Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по нефти.
[7, стр.4] (1)
где
–дебит скважины до ГТМ,т
Т- период между обработками, сут (принимаем 249 сут)
η- коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,79)
–дебит скважины после ГТМ, т
[7, стр.4] (2)
[7, стр.4] (3)
[7, стр.4] (4)
5.Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости.
[7, стр.4] (5)
6.Производим расчет планируемой добычи жидкости
[7, стр.4] (6)
7.Расчет дополнительной жидкости по скважинам
[7, стр.4] (7)
8.Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам
[7, стр.4] (8)
По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 174,5 т и по жидкости 644,8 т
2.3 Промышленная безопасность при тепловой обработке
Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.
Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляется с соблюдением требований Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 11 июня 2003 г. № 90 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 18 июня 2003 г., регистрационный № 4719; Российская газета, 2003, № 120/1).
Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.
Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.
В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с ПЛА.
На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.
Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.
Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое давление для эксплуатационной колонны.
1518 - 1520 м;
1530 - 1532 м;
К = 50 м3/сут˖МПа - коэффициент продуктивности;
Рпл = 16,5 МПа - пластовое давление;
Рзат = 14,5 МПа - затрубное давление;
V = 2,3·103 м3/с - кинематическая вязкость нефти;
G = 16,8 м3/м3 - газовый фактор;
ρ = 883 кг/м3 - плотность добываемой жидкости;
Q = 44 м3/сут - дебит жидкости;
hст = 520 м - статический уровень;
Н = 96% - обводнённость;
Рпл = 14 МПа - пластовое давление;
Рзаб = 12 МПа - забойное давление;
Глубинонасосное оборудование.
hн = 1270 м - глубина спуска;
dнкт = 73 мм - диаметр НКТ;
73-НВ1Б-А-32-30-15-2-И – насос.
В результате проведённого анализа результата исследований геологической службой ЦДНГ, было решено произвести закачку СОНПАР -5403 в ПЗП. Работы по закачке реагента выполняют бригады ПКРС.Численный состав бригады при односменном режиме работы – в бригаде 2 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек. При многосменном режиме работ – в бригаде 4 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек. Применяемое оборудование: насосная установка СИН-32 и ЦА-32, автоцистерна АЦН-11.
В цехе был произведен расчёт закачки СОНПАР-5403 и составлен план работы.
Решение:
1) Расчёт необходимого количества ингибитора:
, кг [1,стр.254] (1) где А = (1,5 - 2,0) – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны;
РО = (30 - 200) - оптимальная дозировка ингибитора, г/м3;
QВ – производительность скважины по воде, м3/сут;
Т – предполагаемое время защиты оборудования.
На основе рассчитанного количества ингибитора приготовить 5 - 15% раствор в пресной воде, mp = 690 кг.
2) Объём реагента:
, м3 [1,стр.254] (2) 3) Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:
, м3 [1,стр.254] (3)
4) Общий объём раствора приготовим в количестве:
, м3 [1,стр.254] (4) 5) Так как приёмистость пласта выше давления опрессовки колонны, необходимо поднять ГНО и спустить пакер. Пакер спускаем на глубину:
НП = 1528 м на 10 м выше верхних дыр зоны перфорации.
Ниже спускаем хвост до нижних дыр зоны перфорации.
Ннкт = 1549 м, хвост будет:
, м [1,стр.254] (5) 6) Рассчитать объём дополнительной жидкости:
, м3 [1,стр.254] (6) , м3 [1,стр.254] (7) где m = 1,8 - коэффициент пористости;
R - предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт, м;
Н = 7 - вскрытая толщина пласта, м;
VНКТ = 73 - внутренний объём подвески НКТ, мм.
Выдержать скважину в течении 12 часов под давлением для полной абсорбции ингибитора в породе коллектора и распределения его в порах пласта.
После этого поднять НКТ с пакером.
Спустить прежнее ГНО и пустить скважину в работу.
Вывод: закачка химического реагента СОНПАР - 5403 необходима в количестве 690 кг и объема реагента 0,55 м3.
2.2.3 Расчет технологической эффективности
Таблица 5 – Исходные данные для расчета технологической эффективности
| Скважина | ДО | ПОСЛЕ | ПРИРОСТ | |||||||
| Дебит нефти, т/сут | Дебит жидкости, т/сут | Обвод. | Дебит нефти, т/сут | Дебит жидкости, т/сут | Обвод. | Дебит нефти, т/сут | Дебит жидкости, т/сут | |||
| 1 | 0,4 | 8,23 | 95,8 | 2,7 | 9,1 | 95,5 | 2.3 | 0,87 | ||
| 2 | 1,1 | 8,65 | 82,1 | 4,1 | 10,5 | 73,3 | 3 | 1,85 | ||
| 3 | 1,7 | 9,35 | 32,3 | 5,3 | 11,2 | 31,9 | 3,6 | 1,85 | ||
| ИТОГО среднее занчение | 2,5 | 8,7 | 70,07 | 4,03 | 10,2 | 66,9 | 1,4 | 1,4 | ||
Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по нефти.
-
Производим расчет объем добычи при базовом дебите нефти
[7, стр.4] (1)где
–дебит скважины до ГТМ,тТ- период между обработками, сут (принимаем 249 сут)
η- коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,79)
–дебит скважины после ГТМ, т -
Производим расчет планируемой добычи нефти
[7, стр.4] (2) -
Расчет дополнительной добычи по скважинам
[7, стр.4] (3) -
Дополнительная добыча по трем скважинам
[7, стр.4] (4) 5.Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости.
[7, стр.4] (5) 6.Производим расчет планируемой добычи жидкости
[7, стр.4] (6)
7.Расчет дополнительной жидкости по скважинам
[7, стр.4] (7) 8.Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам
[7, стр.4] (8) По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 174,5 т и по жидкости 644,8 т
2.3 Промышленная безопасность при тепловой обработке
Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.
Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляется с соблюдением требований Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных постановлением Государственного горного и промышленного надзора Российской Федерации от 11 июня 2003 г. № 90 (зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 18 июня 2003 г., регистрационный № 4719; Российская газета, 2003, № 120/1).
Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины должно быть не менее 25 м.
Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.
В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с ПЛА.
На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.
Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.
Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое давление для эксплуатационной колонны.