11. Расчет технологического процесса предлагаемого метода опз на

нагнетательных скважинах

1. Определим объем закачки по формуле:

V = (1,5 – 2,0)·h (11.1)

где,h – толщина пласта, м

2. Расчетный объем закачки технической жидкости

V_т.ж = V_НКТ + 1м³ (11.2)

где, V_НКТ – объем НКТ, м³

V_НКТ = π·d²_в·Н/4 (11.3)

где, d_в – внутренний диаметр НКТ, мм

d_в = D_н - 2·δ (11.4)

где, D_н – внешний диаметр НКТ, м

δ – толщина стенки, м

Н – глубина залегания пласта, м

Таблица 11.1 - Техническая характеристика агрегата СИН – 32

Плунжер диаметром 100 мм		Плунжер диаметром 120 мм
Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа
11,5	50	18,0	32

Р_ж = ƍ·g·H (11.5)

где, Р_ж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости (вода с плотностью 1000 кг/м³), МПа

ƍ - плотность продавочной жидкости, кг/м³

g - ускорения свободного падения 9,81, м/с

Н – глубина залегания пласта, м

Р_т=λ·Н·ƍ/(2d) (11.6)

Р_т – потери давления на трение, МПа

ʋ – скорость движения жидкости по трубам, м/с

λ – коэффициент гидравлического сопротивления

ƍ - плотность продавочной жидкости, кг/м³

ʋ = q·10^-3/(0,785·d) (11.7)

ʋ – скорость движения жидкости по трубам, м/с

d_в – внутренний диаметр НКТ, м

q – теоретическая подача насоса, л/с

λ = 0,3164/Re^0.25 (11.8)

λ – коэффициент гидравлического сопротивления

Re – число Рейнольдса

Re = ʋ·d·ƍ/μ (11.9)

μ – динамическая вязкость продавочной жидкости, равная 1,2 мПа·с.

Итак, при закачке кислотного раствора агрегат СИН - 32 работает при диаметре плунжера 100 мм с давление 50 МПа.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

τ = (W_p + V_н)·10³/ (q·3600) (11.10)

Расчет технологического процесса с применением закачки кислотного состава ГКО.

Таблица 11.2 – Исходные данные для расчета технологического процесса по ГКО

Скважины	Dн, мм	δ, мм	Н, м	h, м
1	2	3	4	5
1422	60	5	1710	3
1477	73	5,5	1685	3,5
1388	60	5	1723	5
1116	73	5,5	1650	2,5

Проведем расчет для нагнетательной скважины № 1422.

1. Определим объем закачки по формуле:

V = 1,5 ·3 = 4,5 м³

2. Расчетный объем закачки технической жидкости

V_т.ж = V_НКТ + 1м³ = 3,132 + 1 = 4,132 м³

V_НКТ = π·d²_в·Н/4=3,14·0,04²·1710 = 3,132 м³

d_в = D_н - 2·δ = 0,060 - 2·0,005 = 0,05 м

Таблица 11.1 - Техническая характеристика агрегата СИН – 32

Плунжер диаметром 100 мм		Плунжер диаметром 120 мм
Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа
11,5	50	18,0	32

Р_ж = ƍ·g·H = 1000·9,81·1710 = 16,775 МПа

Р_т=λ·Н·ƍ/(2d_в) = 0,0135·1710·1000/2·0,05 = 23,085МПа

ʋ = q·10^-3/(0,785·d_в) = 11,5·10^-3/(0,785·0,05) = 2,929 м/с

λ = 0,3164/Re^0.25 = 0,3164/ 122041,7 ^0,25 = 0,0145

Re = ʋ·d·ƍ/μ = 2,929 · 0,05·1000/1,2·10^-3 = 122041,7

Итак, при закачке кислотного раствора агрегат СИН - 32 работает при диаметре плунжера 100 мм с давлением 50 МПа.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

τ = (W_p + V_н)·10³/ (q·3600) = (6+4,132)·10³/(11,5·3600) = 0,245ч.

По остальным скважинам производится аналогичный расчет.

Таблица 11.2 – Результаты расчета технологического процесса закачки ГКО на Акташской площади

Скв	V(гко)	Vнкт	Vт,ж	Рж	Рт	ʋ	Re	λ	τ
1422	4,5	3,132	4,132	16,775	23,085	2,929	122041,7	0,0145	0, 245
1477	5,25	4,979	5,979	16,530	22,747	3,811	158791,71	0,0150	0, 356
1388	7,5	3,132	4,132	16,903	23,260	4,156	173166,17	0,0142	0,2849
1116	3,75	4,979	5,979	16,187	22,275	3,458	144083,37	0,0150	0,2650

Таким образом, из полученного расчета видно, что чем больше толщина пласта, тем больше времени затрачивается на закачку; закачка осуществляется агрегатом СИН – 32, подача которого составляет 11,5 л/с. Надо отметить, что скорость закачки по НКТ с малым диаметром больше.

12. Оценка необходимости внедрения пакеров на скважинах, запланированных к проведению ремонтных работ

Разработка нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления закачкой воды в пласт на поздних стадиях разработки требует постоянно возрастающих объемов закачки. Это приводит, с одной стороны, к применению сточных вод, с другой стороны, повышению давления закачки. Поэтому эксплуатационная колонна в нагнетательных скважинах подвержена коррозионному воздействию химически активных сточных вод и высокого давления. Порывы эксплуатационной колонны ведут к огромным экологическим ущербам и финансовым затратам по их ремонту.

Причиной порывов эксплуатационной колонны является суммарное воздействие коррозии и высокого давления. Новая эксплуатационная колонна выдерживает существующие давления закачки, но, по мере коррозии, допустимое давление уменьшается. Наиболее интенсивно коррозия идет при движении жидкости.

Для продления срока службы нагнетательных скважин внедряется комплексная их защита по методике «ТатНИПИнефть, а именно:

- применение катодной защиты от наружной коррозии обсадных колонн;

- применение НКТ с внутренним полимерным покрытием;

- применение пакеров;

- заполнение межтрубного пространства над пакером антикоррозионной жидкостью (АКЖ на нефтяной основе);

- герметизация резьбовых соединений НКТ герметизирующими составами.

Герметично установленный пакер, во время эксплуатации нагнетательных скважин, предотвращает движение жидкости в межтрубном пространстве, сохраняет помещенную в межтрубье антикоррозионную жидкость (АКЖ), поэтому защищает эксплуатационную колонну не только от высокого давления, но и от коррозии.

В настоящее время, при эксплуатации нагнетательных скважин, для защиты эксплуатационной колонны широко применяются следующие типы пакеров: М1-Х-5,3/4, ПГД-ГРИ-12, ПРО-ЯДЖ-О и др, также «Татнефтью» закуплены пакера ТАМ. Одним из недостатков является несовершенство контроля за герметичностью пакеров.

В НГДУ «Альметьевнефть», совместно с ООО «Пакер», разработана и применяется методика, позволяющая достоверно оценить ресурс эксплуатационной колонны и устанавливать пакера именно на тех скважинах, где они необходимы. Суть методики заключается в том, что каждый из влияющих факторов делится на граничные категории, отражающие параметры и состояние скважины. Коэффициенты суммируются и, если сумма будет больше 1, то пакер необходимо установить, в противном случае необходимости в этом нет.

И все же, цех ППД не всегда имеет возможность в полном объеме выполнить требования данной инструкции, поэтому также необходима доработка инструкции, позволяющая повысить уровень контроля за работой пакеров и оперативно принимать необходимые меры, направленные на защиту эксплуатационной колонны.

По вышеописанной методике, разработанной в НГДУ «Альметьевнефть» и действующей по ОАО «Татнефть», технологическая эффективность проводимых мероприятий по внедрению пакеров в нагнетательных скважинах оценивается суммой коэффициентов по всем критериям Ω_∑= С₁₀∙∑С_i , где Ω_∑ - коэффициент необходимости внедрения пакера (произведение суммы коэффициентов всех участвующих в расчете критериев на коэффициент важности скважин).

С_i – значение коэффициента одного из интервалов с определенным фактором.

С₁₀ – коэффициент учитывающий степень важности скважин.

Таблица 12.2 - Значения коэффициентов, рассчитанных по нагнетательным скважинам на Акташской площади

Скважины	1422	1477	1388	1116
1	0,5	0,7	0	0,5
2	0,21	0,19	0,16	0,18
3	0,2	0,2	0,2	0,2
4	0,53	0,92	0,98	0,82
5	0,2	0,2	0,2	0,2
6	0	0,2	0,2	0,2
7	0	0	0	0
8	0	0	0	0
9	0	0	0	0
10	1,3	1,3	1,3	1,3
Ω∑	2,94	3,04	3,04	3,40

Из выполненной оценки внедрения пакеров путем критериев, составила для нагнетательных скважин - 14224 – 2,94, 1477 – 304, 1388 – 3,04, 1116 – 3,40.

Следует вывод по разделу, что из-за различия условий, в каждой скважине суммарный коэффициент различен, поэтому и оборудование подбирается в зависимости от условий и, если не придерживаться требованиям подбора, то возможны потери, как финансовые так и технические, которые невыгодны нефтяной компании на сегодняшний день, в связи с вступлением большинства месторождений в последнюю стадию разработки.