Анализ эффективности системы поддерживания пластового давления заводнениемна месторождении Одопту-море. (Северный купол)

Практическое применение метода опирается на закачку неорганических соединений, которые способны реагировать между сосбой с образованием гидрата закиси железа и силикагеля. Результатом гидролитического взаимодействия в обводненных зонах пласта становится образование осадка в виде гипаносерно-кислотной смеси и кремнийорганических соединений (силаны). Образованием более прочной массы отличаются кремнийорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия на коллектор.

3. Третья группа селективных методов реализуется взаимодействием реагентов с солями, растворенными в пластовых водах. Осаждение и структурирование ионов поливалентных металлов Са2+, Мg2+, Fе и других основано на методах ограничения движения воды в пласте с применением целлюлозы и акриловых кислот. При смешении с водой производные целлюлозы образуют объемистый волокнистый осадок, сшитый катионами кальция.

Изоляция водонасыщенных интервалов пласта кремнийорганическими соединениями

Повышение степени водонепроницаемости и водостойкости пород достигается введением в тампонажный ратвор добавки кремнийорганических соединений. Основное и решающее отличие кремнийорганических соединений заключается в замене углеродного каркаса на цепь или сетку чередующихся атомов кислорода и кремния, связанных с органическими группами.

Механизм образования водоизолирующей массы указанными полимерами основывается на структурировании полимерного раствора и отверждении осадка в электролите, содержащем катионы поливалентных металлов. Опытно-промышленные работы показали высокую эффективность технологий с применением этих полимеров в терригенных отложениях с минерализованной пластовой водой и возможность применения сополимера МАК-ДЭА в карбонатных коллекторах. Все это позволило впервые в отечественной нефтяной практике создать селективный метод ограничения водопритоков в скважины, внедренный в отрасли в промышленных масштабах.4. Четвертую группу составляют методы, селективность воздействия которых основывается на взаимодействии реагента с поверхностью пород, покрытых нефтью. К этой группе относятся методы с применением частично гидролизованного ПАА, мономеров акриламида, гипаноформальдегидной смеси (ГФС) и др.

Форма существования органических полимеров характеризуется высокой сложностью расположения цепей или пространственных сеток, состоящих в основном из атомов углерода. В случае молекул кремнийорганических полимеров состав представлен чередующимися атомами кремния и кислорода. В состав кремнийорганических полимеров входят группировки атомарного углерода из боковых цепей молекул, обеспечивая полимерам эластичностью. Данный состав обуславливает ряд уникальных свойств: например создание на поверхности несмачиваемого слоя. Пределы величины адгезии химического раствора к зернам породы зависит от взаимодействия раствора и поверхности зерен. Определяющим фактором является химический состав.

Процесс гидрофобизации с применением смесей кремнийорганических соединений основан на образовании на поверхносном слое не гидрофобного материала (например, зерен песка) тончайшей (порядка 0,1 мк) и прочной пленки указанного гидрофобного соединения. Считается, ориентация молекул кремнийорганических соединений в таких пленках закладывают направление полярных силоксановых связей к полярной поверхности защищаемого материала. Ориентация же гидрофобных кремнийорганических радикалов, связанных с кремнием, осуществляется в противоположную сторону. Картинка, полученная с применением растврового микроскопа, показала, что поверхность похожа на щетку. Кремнийкислородные цепи молекул этих соединений как бы обрамлены органическими радикалами, которые не содержат кислород и поэтому не омачиваются водой, а отталкивают ее.

Образование пленки происходит при участии малого объема вещества. Например, одним граммом диметилдихлорсилана можно обеспечить покрытие моно молекулярной гидрофобной пленки на площади 1000 м².

Разрушение такой пленки возможно только путем гидролизации поверхности в присутствии неорганических соединений, являющихся сильными электролитами, например, соляной кислоты. Стоит все же заметить, что пленка этилсиликата — это наиболее часто применяемое кремнийорганическое соединения — и вода взаимно нерастворимы и несмешиваемы. Хотя при смешении все же в некотором поверхносном слое у поверхности раздела фаз наблюдается расслоение и гидролиз. Результатом подобных взаимодействий является образование кремниевых кислот, которые отличаются повышенной нестойксотью в водно-спиртовой среде.

Тем не менее, полностью исключить реакцию гидролиза из факторов, осложняющих процесс нельзя, поскольку породные образования имеют разный характер, то есть условия применения технологии далеко не всегда одинаковы. Таким образом, для сопровождения реакции гидролиза в объеме смеси обеих жидкостей применяют растворитель обоих реагентов: этиловый спирт и ацетон. Подобное решние позволяет стимулировать реакцию поликонденсации, с увеличением степени которой область гомогенных составов сужается, т. е. уменьшается количество воды, при котором происходит расслоение этилсиликата и воды и образуются гетерогенные соединения трехкомпонентной системы, что в значительной степени повышает эффективность технологии.

Расчет процесса изоляции водонасыщенных интервалов пласта с использованием составов АКОР

Диаметр эксплуатационной колонны — 168 мм;

Толщина стенки пласта — 9 мм;

Интервал пласта — 5470−5820 м;

Диаметр НКТ — 73 мм;

Толщина стенки НКТ — 4,5 мм;

Пластовая температура — 59оС.

Согласно имеющимся исходным данным по методическим рекомендациям и справочникам можно определить следующие параметы:

Таблица 1. Потребное количество цемента для приготовления 1 м³ раствора Жидкостно цементное отношение Плотность цементного раствора, г/см3 Количество цемента, потребное для приготовления 1 м3цементного раствора, т. Объем цементного раствора, приготовленного из 1 т цемента, м3 0,40 1,96 1,39 0,720

Таблица 2. Высота заполнения внутреннего пространства НКТ и обсадной колонны тампонажным раствором, м Диаметр труб, мм 73 Высота подъема 1 м³ раствора в трубах 316

Таблица 3. Расход сухого тампонажного цемента для заполнения тампонажным раствором 1 м внутреннего пространства обсадной колонны Диаметр обсадной колонны, мм 168 Расход сухого тампонажного цемента, т 0,022

Предельно допустимую длину трехразмерной колонны заливочных труб с учетом растяжения от сил собственного веса определяют по выражению (расчет секций колонны труб ведется снизу вверх):

L = l1 + l2 + l3 (1)

где l1, l2, l3 — длина колонны труб соответственно нижней, средней и верхней секций, м.

(2)

(3)

(4)

где Qстр — страгивающая нагрузка на резьбовые соединения труб соответствующего диаметра, кН.

К — коэффициент запаса прочности (равен 1,5);

q1, q2, q3 — вес 1 м труб диаметрами 73, 89 и 114 мм с учетом муфт, Н.

Длина нижней секции, состоящей из НКТ диаметром 73 мм, будет:

м

Длина второй секции, состоящей из НКТ диаметром 89 мм, будет:

м

Длина верхней секции, состоящей из НКТ диаметром 114 мм, будет:

м

Тогда общая длина заливочных труб составит:

м.

Так как температура пласта составляет 590С выбираем смесь для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время образования пленки:

Тдоп = 0,75 Тзат = 0,75 * 105 = 79 мин (6)

Определим объем колонны заливочных труб:

(7)

где dв1 и dв2 — соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м;

h1, h2 — соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;

D — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01−1,10 (принимая 1,02).

V = 1,02 * 0,785 (0,0622 * 1600 + 0,0762 * 800) = 4,9 + 3,7 = 8,6 м³.

Согласно полученным данным для обработки скважины можно применять ЦА-320М

Таблица 4. Технические характеристик оборудования Монтажная база КрАЗ-65 101

Урал 4320−1912;30Кам

АЗ-43 118

Силовой привод двигатель автомобиля (базы) Отбираемая мощность, не более, кВт 176 Насос высокого давления Насос цементировочный поршневой НЦ-320 Мощность полезная, кВт 100 Предельное давление нагнетания, МПа 40 Наибольшая идеальная подача, дм3/с 26 Вместимость мерного бака, м3 6 Манифольд условный диаметр, мм: — приемной линии 100 — нагнетательной линии 50 Вместимость бачка для цементного раствора, м3 0,25 Водоподающий блок двигатель ЗМЗ-511 (ГАЗ-53) Частота вращения вала двигателя, об/мин: — максимальная 3200 — рабочая 2500—2950

Мощность, кВт до 92 Центробежный насос ЦНС 38−154 Подача, дм3/с 10,5 Давление, МПа 1,54 Габаритные размеры, мм 10 150×2700×3225

Масса не более, кг 16 000

Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320 М на скорости при диаметре втулок 115 мм:

мин (8)

мин

Время вымыва излишка раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320 М на IV скорости:

Тв = 1000 * 8,6/60 * 10,7 = 14 мин.

Время на затворение и продавку раствора в пласт:

Т = Тдоп — (Т3 + Тв + Т0), мин (9)

Т = 79 — (9 + 14 + 7) = 49

где Т0 — время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5−10 мин).

Определим объем смеси АКОР, который можно закачать в пласт за 49 мин:

Vтр = 0,3 * 49 = 14,7 м³.

Однако раствор, исходя из приемистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем Vтр = 7 м³.

Определим плотность раствора по формуле:

(10)

где m — жидкостно-кремнийорганическое отношение (m=0,4/0,5);

ракор и рж — плотность соответственно смеси АКОР и жидкости затворения, т/м3.

Тогда:

т/м3 (11)

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м³ раствора, определяем по формуле:

(12)

Подставив численные значения, получим:

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:

G1 = К1*G (13)

где К1 — коэффициент, учитывающий потери затворении тампонажного материала (при использовании смесительных машин К1 = 1,01, при затворении вручную К1 = 1,05 — 1,15)

Тогда:

G1 = 1,01 * 4,9 = 4,95 т.

Количество жидкости, необходимой для затворения смеси, определяем по формуле:

(14)

где К2 — коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К2 = 1,05 — 1,10).

м3

Заключение

В данной работе были рассмотрены основы процесса применения кремнийорганических смесей в условиях высокой обводненности пласта на примере месторождения Одопту-море (Северный купол). Само расположение месторождения такого, что использование рассмариваемого способа — это единственная возможность интенсифицировать разработку месторождения.

Кремнийорганические соединения уже не раз доказали свою эффективность в изоляции водопритока, как наиболее эффективные и быстродействующие соединения, особенно в условиях пластового сложения месторождений Сахалина. Например, время продавки соединения в пласт не превышает 1 часа, что позволяет провести операцию меньше, чем за 1 рабочий день, а, следовательно, сократить временные затраты. Кроме того, применение высокомолекулярных соединений позволяет эффективнее рассчитать массу и концентрацию за счет расчета в высоких значениях молекулярной массы.

Согласно расчетам, объем закачиваемой смеси достаточно не высок, соответственно, закачку можно произвести с применением 1 машины, а также не повышать затраты на использование смеси.

Андреев В. В. Справочник по добыче нефти. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. — Москва, 1990.

Гиматудинов Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1983.

Зейгман Ю. В. Выбор оборудования и режим работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов. — Уфа, 2000

Каплан Л. С. Оператор по добыче нефти и попутного газа. — Уфа, 2005

Коршак А. А. Основы нефтегазового дела. — Уфа, Дизайн Полиграф Сервис, 2001.

Кудинов В. И. Основы нефтегазового дела. — М.: ИКТ, 2004.

Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003.

Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. — М.: Недра, 1989.

Нюняйкин В. Н. Справочник нефтяника. — Уфа, «Башкортостан» 2001 г.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — Санкт-Петербург, ООО БиС, 2007.

Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. — М: УМК, 2004

Россохин С. Г. Оператор по добыче нефти и газа. — М.: Академия, 2002.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.

13.1018.

03.13 ПЗ Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.

13.1018.

03.13 СБ

Разраб.

Принял Полищук С.Н.

Лит.

Листов