29 Вопрос. Рабочие жидкости при гкрп. Комплекс спецтехники и технологический процесс гкрп. Меры безопасности при гкрп

Рабочие жидкости при ГКРП. Этим требованиям отвечают полисахаридные гели (комплекс «Химеко-В»). гелеобразователь полисахарид, мелкодисперсный гигроскопичный порошок белого или желтого цвета на основе «гуара» ПАВ-регулятор деструкции азотсодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета .боратный сшиватель боросодержащее соединение, полупрозрачная жидкость от желтого до коричневого цвета. деструктор ХВ неорганическое соединение, белый порошок. Комплекс спецтехники и технологический процесс ГКРП.

Выполняется 2-3 агрегатами АНА – 105М, которые обвязываются с устьем скважины через «блок манифольдов» Всасывающие линии агрегатов монтируются к смесительному агрегату. Емкости с ЖР и кислотой через сборный коллектор с задвижками соединяются со смесителем. Закачка высоковязкой жидкости - ВПГ .Закачка расчетного объёма кислотного состава количество циклов 3 – 5 .Продавка дегазированной товарной нефтью или пресной водой в полуторакратном объёме НКТ. Оставление скважины на реагирование кислоты с породой пласта на 24 часа. Меры безопасности при ГКРП. Процесс ГКРП проводится в условиях высоких давлений с применением кислоты (технологический процесс повышенной опасности). К работе по ГКРП допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение, инструктаж по безопасному ведению работ и проверку знаний. Операторы ГКРП должны иметь средства индивидуальной защиты, обеспечивающие безопасность работы при ГКРП, а также с кислотами и пользоваться ими во время работы. Процесс ГКРП проводится в условиях высоких давлений с применением кислоты (технологический процесс повышенной опасности). К работе по ГКРП допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение, инструктаж по безопасному ведению работ и проверку знаний. Операторы ГКРП должны иметь средства индивидуальной защиты, обеспечивающие безопасность работы при ГКРП, а также с кислотами и пользоваться ими во время работы.

3 0 вопрос. Основные характеристики ППД закачкой воды. Давление на линии нагнетания - осредненное (среднеинтегральное) давление на забоях нагнетательных скважин данного ряда, которое определяет среднюю репрессию

Давление на линии отбора—осредненное (среднеинтегральное) забойное давление на забоях добывающих скважин данного ряда, которое определяет среднюю депрессию ∆Р между линией нагнетания и линией отбора

Уравнение баланса объемов флюидов

Q_нагb_в = (Q _нb_н + Q_в b_в^’ + Q_ут ) k

Q_наг – объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях;

b _в – объемный коэф-т нагнетаемой воды, (учитывает увеличение объема воды при нагревании до пластовой t-ры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давл-я)1, 01);Q_н – объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); b_н – объемный коэф-т нефти, (учитывает расширение за счет растворения газа, повышения t-ры и незначительное сжатие от давл-я),(коэф-т определяется экспериментально на установках РVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам, b  1,05 – 1,30); Q_в - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;b_в^' - объемный коэф-т извлекаемой минерализованной воды, кот-й может отличаться от объемного коэф-та пресной воды; Q_ут – объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); K – коэф-т, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скв-н на самоизлив, при порывах водоводов. Обычно k = 1,1-1,15. Расход нагнетаемой воды. Коэффициент текущей компенсации -Рассчитывается за единицу времени (сутки, месяц, год и т.д.): отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки). Коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если m_т < 1, то закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления. Если m_т > 1, то закачка превышает отбор, и давление в пласте должно расти. Если m_т = 1, должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

Отношение суммарного количества закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t к суммарному количеству отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, с учетом суммарных утечек за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. Коэффициент показывает степень компенсации накопленного отбора закачкой в данный момент времени. Если m_н < 1, закачка не скомпенсировала суммарный отбор, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального . Если m_н > 1, закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное. Если m_н = 1, закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей, среднее пластовое давление восстанавливается до первоначального давления . Давление на забое нагнетательной скважины