Автор работы: Пользователь скрыл имя, 09 Марта 2011 в 17:05, курсовая работа
Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторождения.
Введение………………………………………………………………………4
Краткая характеристика геологического строения промыслового
объекта .................................................................................................5
Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов…………..8
Состав и физико-химические свойства флюидов………………………….12
Характеристика фонда механизированных скважин.(Анализ конструкции скважин, типов применяемого устьевого и подземного оборудования. Распределение скважин по дебитам жидкости , обводненности, глубины спуска насоса)………………………………………………………………...16
Анализ причин ухудшения состояния призабойных зон скважин. Анализ динамики коэффициента продуктивности по скважинам промыслового объекта ………………………………………………………………………..27
Управление продуктивностью скважин. Классификация методов восстановления продуктивности скважин, их краткая характеристика….37
Анализ технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте……………………….49
Расчет технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте………………………54
Проведение ОПЗ скважин композициями на основе растворителей и отходов нефтехимиче6ских производств – КРК. Характеристика применяемых материалов и технических средств ………………………..71
Выбор фонда скважин промыслового объекта для проведения ОПЗ закачкой КРК…………………………………………………………………78
Расчет технологического процесса метода ОПЗ закачкой КРК…………..80
Выводы и рекомендации по дальнейшему применению метода ОПЗ закачкой КРК на промысловом объекте……………………………………86
Приложение 1
Графическая часть
Схема предлагаемого оборудования для метода ОПЗ закачкой КРК
Гистограмма основных технологических анализов
9. Проведение технологии ОПЗ скважин композициями на основе растворителей и отходов нефтехимических производств КРК. Характеристика применяемых материалов и технических средств.
Технологический процесс закачки композиции
1. Объем композиции рассчитывают исходя из условия достижения потенциальных добывных возможностей скважины, сниженных в результате образования АСПО в призабойной зоне продуктивного пласта.
2. Потенциальные добывные возможности скважины оцениваются согласно «Методике обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину при использовании численных методов», разработанной институтом ТатНИПИнефть и утвержденной 13.01.99 г. главным геологом ОАО «Татнефть».
3. При параметре отношения продуктивности (ОП) меньше или равно 0,75 планируют проведение работ по обработке призабойной зоны скважины композицией «КРК».
4. Расчет объема композиции осуществляют по фактическому забойному давлению (текущему или согласно предыстории эксплуатации скважины), величина которого меньше давления насыщения (Рнас.) – условие образования АСПО.
5. Радиальный размер призабойной зоны, в пределах которой давление меньше или равно давлению насыщения, рассчитывают по формуле:
Rпзп
= R
r
, где a
=
,
где Rк – условный радиус контура питания (для практических расчетов – половина расстояния между скважинами), м; rс – радиус скважины по долоту, м; Рпл – пластовое давление, МПа; Рзаб – забойное давление, МПа.
6. Объем композиции рассчитывают по формуле:
где m – пористость, доли ед.; h – эффективная толщина продуктивного пласта, м.
7. Доставляют на скважину все необходимые материалы и оборудование, согласно п. 3, или готовую композицию. Проводят обучение работающего персонала в соответствии с планом работ.
8. Подготовка композиции «КРК».[5]
9. В автоцистерну с абсорбентом-Н подают расчетное количество ПАВ неонол АФ 9-12 и с помощью насосного агрегата перемешивают в ней до полного растворения ПАВ в течение времени, достаточном для полной циркуляции одного объема раствора.
10.
Затем в пустую автоцистерну (или закрытую
емкость с перемешивающим устройством
объемом 8-10 м3) с помощью насосного
агрегата подают раствор абсорбента-Н
с ПАВ, приготовленный по п. 5.8.1, из расчета
его массовой доли в композиции 40-60 % и
дистиллят из расчета его массовой
доли в композиции 60-40 %. Схема обвязки
оборудования для приготовления
композиции приведена на рисунке 9.1.
Если объем приготавливаемой композиции не превышает объема автоцистерны, в которой находится раствор ПАВ в абсорбенте-Н, приготовленный по п. 5.8.1, то в нее подают расчетный объем дистиллята и там же производят перемешивание композиции.
11. Композицию перемешивают в течение времени, достаточном для полной циркуляции одного объема композиции, при соблюдении мер безопасности
12. Для приготовления 1 т композиции необходимо следующее соотношение компонентов:
абсорбент-Н . . . . . . . . . . . . . . .0,398 – 0,596 т . . . . . . . . . . 0,500 – 0,700 м3
дистиллят . . . . . . . . . . . . . . . . .0,598 – 0,398 т . . . . . . . . . . 0,800 – 0,600 м3
неонол АФ 9-12 . . . . . . . . . . . .0,004 – 0,006 т . . . . . . . . . . 0,003 – 0,005 м3
13. Производят обвязку насосного агрегата с устьевым оборудованием
(рис. 9.2).
14. Проводят опрессовку нагнетательной линии на 1,5-кратное допустимое давление.
15. Проведение технологического процесса закачки композиции «КРК» без пакера.
16. Через НКТ при открытой затрубной задвижке доводят композицию до верхнего интервала перфорации. Объем композиции рассчитывают суммированием объемов НКТ и пространства между НКТ и эксплуатационной колонной от подошвы до кровли перфорированной части обрабатываемого пласта.
17. Закрывают затрубную задвижку и вентиль выкидной линии.
18. Оставшийся объем композиции продавливают в НКТ.
19. Дальнейшую продавку композиции производят безводной нефтью или подготовленной технологической жидкостью в количестве одного объема НКТ под давлением, не превышающем давление опрессовки эксплуатационной колонны.[5]
Рис.9.1 Схема обвязки оборудования для приготовления композиции
1
– автоцистерна с абсорбентом-
Рис.9.2 Схема обвязки оборудования для закачки композиции
1 – скважина; 2 – обратный клапан; 3 – задвижки; 4 – емкость накопительная на 10 м3;
5
– насосный агрегат; 6 – автоцистерна
с композицией; 7 – автоцистерна
с нефтью или подготовленной
технологической жидкостью
20. Проведение технологического процесса закачки композиции «КРК» с пакером.
21. При открытой затрубной задвижке и сорванном пакере через НКТ доводят композицию до верхнего интервала перфорации.
22. Сажают пакер.
23. Оставшийся объем композиции продавливают в НКТ.
24. Дальнейшую продавку композиции производят безводной нефтью или подготовленной технологической жидкостью в количестве одного объема НКТ при допустимом давлении закачки.[5]
25. В процессе приготовления и закачки композиции «КРК» контролируют следующие технологические параметры:
-
концентрация компонентов в
дозируемых реагентов)
26. При достижении допустимого давления снижают производительность насоса. При дальнейшем росте давления закачку проводят с ожиданием падения давления.
27. Скважину закрывают и оставляют под давлением для реагирования на 24 часа.
28. Освоение скважины осуществляется насосом, свабированием, либо другим методом согласно требованиям РД 39-0147585-140-96 «Технология вызова притока при освоении скважин» и РД 39-0147585-198-99 «Методика расчета технологических параметров при свабировании скважин (стандарт предприятия)».
29. Заключительные работы.
30. Поднимают перо.
31. Спускают подземное оборудование.
32. Производят сборку устьевого оборудования скважины.
33. Задвижки проверяют на герметичность.
34. Вызывают приток, проводят освоение и вывод скважины на режим в установленном порядке. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры по предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины. Ведение работ по ремонту и освоению скважин на кустовых площадках следует производить в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России.
35.
После выхода скважины на режим работы
проводят контрольный замер дебита жидкости
и обводненности продукции, проводят гидродинамические
исследования. При наличии специальной
программы исследований выполняют определение
профиля притока по пластам в скважинах,
оборудованных ШГН.[5]
Технические
средства и материалы, необходимые
для осуществления технологии
1. При осуществлении технологического процесса используется стандартное нефтепромысловое оборудование:
2. Установка насосная передвижная по ГОСТ 28922-91: СИН-35 (УНЦ-200´50), СИН-32 (УНП-200´50), СИН-31 (УН-200´100) или цементировочный агрегат ЦА-320
(ТУ 26-02-30-75).
3. Автоцистерна типа АЦ-10 по ТУ 26-16-32-77; АЦН-11-257, АЦ-9-53212, АЦН-120-250 по ТУ 26-16-125-81; ЦР-7АП, ЦР-7АПС по ТУ 28-18-32-77.
4. Накопительная емкость объемом не менее 10 м3.
5. Для проведения технологического процесса необходимы следующие материалы:
6. Прямогонный дистиллят по физико-химическим показателям должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 9.1 (ТУ 0272-020-00151638-98).
|
Продолжение
таблицы 9.1
| Наименование показателя | Значение показателя |
| Давление
насыщенных паров дистиллята,
кПа (мм.рт.ст.), не более в летний период в зимний период |
66,7 (500) 93,3 (700) |
Примечание:
допускается использование
7. Абсорбент-Н производится ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 2411-036-05766801-95. По физико-химическим показателям Абсорбент-Н должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 9.2[5]
| Наименование показателя | Значение | Метод испытаний |
| 1 Внешний вид | Жидкость от светло-коричневого до темного цвета | п. 4.3
ТУ 2411-036-05766801-95 |
| 2 Плотность при 200С, кг/м3 | Не нормируется | ГОСТ 3900-85 |
| 3 Температура начала кипения 0С, не ниже | 27 |
ГОСТ 2177-99 |
| 4 Массовая доля воды, %, не более | 3 | ГОСТ 2477-65 |
Абсорбент-Н
имеет сертификат соответствия и
разрешен к применению в технологических
процессах добычи и транспорта нефти.
8. Поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 производится ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 2483-077-05766801-98. По физико-химическим показателям неонол АФ 9-12 должен соответствовать требованиям и нормам,
указанным в таблице 9.3.
Поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 имеет сертификат соответствия и разрешен к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти (приложение А).