84321

Расчет параметров солянокислотной обработки, выбор рабочих жидкостей, реагентов и оценка потенциального дебита скважины до и после проведения СКО

Курсовая

География, геология и геодезия

Проведение профилактических мероприятий по улучшению работы внутрискважинного, насосного и устьевого оборудования. Оптимизация работы насосного оборудования и оснащения (Замена типоразмера и изменение глубины подвески насосного оборудования). Ликвидация аварий обсадной колонны.

Русский

2015-03-18

318.17 KB

85 чел.

Федеральное агентство по образованию ГОУВПО

«Самарский Государственный Технический Университет»

Нефтетехнологический факультет

Курсовая работа

«Расчет параметров солянокислотной обработки,

выбор рабочих жидкостей, реагентов и оценка потенциального дебита скважины до и после проведения СКО»

по дисциплине

Подземный и капитальный ремонт скважин

Самара 2011

УТВЕРЖДАЮ

Зав. Кафедрой РиЭНиГМ

                                                                            _________________Кантария С.Н.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОЙ РАБТЫ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН»

Студент курс, группа

Месторождение

пласт дата

Обязательные разделы:

Титульный лист выполняется в соответствии с примером приведенным ниже

1. Краткая характеристика пласта, имеющая отношение к технологии проведению тех или иных видов подземного ремонта:

а) тип коллектора; проницаемость; нефтенасыщенность; обводненность.

б) основные характеристики флюидов, наличие в них смол, парафинов, солей, серы и др хим. элементов, мех.примесей и пр.

Источник информации: геологическая часть проектных документов (технологическая схема, проект разработки).

2.Характеристика добывающего и нагнетательного фонда скважин. Сведения о работе скважин и ремонтах скважинного оборудования за последние 2-3года.

3. Описать технологии и виды подземного и капитального ремонта,

4. Дать краткую характеристику применяемого оборудования и ловильного инструмента при выполнении одной из нижеприведенных скважинно-операций.

  1.    Проведение профилактических мероприятий  по улучшению работы внутрискважинного, насосного и устьевого оборудования.
  2.   Оптимизация работы насосного оборудования и оснащения (Замена типоразмера и изменение глубины подвески насосного оборудования).
  3.   Ликвидация аварий обсадной колонны.
  4.  Ремонтно-изоляционные работы.
  5.  Переход на другие продуктивные горизонты и приобщение пластов.
  6.  Зарезка боковых стволов.
  7.  Работы по вторичному вскрытию пласта.
  8.  ОПЗ.
  9.  Аварийные и ловильные работы.
  10.  Грузоподъемное оборудование, спец инструмент и оснащение применяемое при ремонте.
  11.  Исследовательские и диагностические работы.
  12.  Другие современные методы проведения подземного ремонта.

5. Расчетная часть  выполняется согласно методическим указаниям.

6. Заключение, общие выводы по работе.

Пример выполнения титульного листа курсовой работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования

Самарский Государственный Технический Университет

Факультет дистанционного и дополнительного образования

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Подземный и капитальный ремонт скважин»

на тему: «Расчет параметров солянокислотной обработки, выбор рабочих   жидкостей, реагентов и оценка потенциального дебита скважины до и после проведения СКО»

            

ВЫПОЛНИЛ:                                                                       _____________________

                                                                       (студент    курс,   группа)

                                                                        _____________________  

                                                    (фамилия, имя, отчество)

ПРИНЯЛ:                                                                  Руководитель курсовой работы

                                                                     _____________________

                                                    (фамилия, имя, отчество)

Допуск к защите                                                                   _____________________

                                                                              (дата)

                                           _____________________              

                                              (оценка и роспись руководителя)

Самара 20__г.

Введение

Причины, вызывающие необходимость проведение СКО и ГКО следующие. Снижение дебита по нефти и жидкости в первую очередь связанное с процессами кольматации, которые происходят в призабойной зоне пласта (ПЗП) на протяжении всего периода эксплуатации. Вследствие этого происходит снижение проницаемости ПЗП. Основными причинами снижения проницаемости ПЗП являются:

  1. несовершенная технология бурения, цементирования и вторичного вскрытия продуктивных пластов, когда под воздействием репрессии задавливается значительное количество фильтрата бурового раствора, цемента и других технологических жидкостей;
  2. глушение скважин некачественными технологическими жидкостями и рассолами;
  3. выпадение в ПЗП твердых компонентов нефти, солей сложного химического состава;
  4. засорение перфорационных отверстий и т. д.
  5. в условиях недостаточной подготовки закачиваемой в пласт воды , в ПЗП нагнетательной скважины поступает значительное количество илистых и глинистых частиц (при закачке пресной воды) , остаточной нефти (при закачке подтоварной воды). В последнее время все меньше производится защита водоводов от процессов коррозии, благодаря чему закачиваемая в пласт вода насыщается окислами железа. В результате в ПЗП как в фильтре откладывается значительное количество загрязнителей.

Для удаления загрязнителей, очистки ПЗП и восстановления проницаемости применяется целый ряд обработок.

Производительность скважины, т.е. ее дебит, может быть увеличена за счет повышения проницаемости пород призабойной зоны. Для этого необходимо искусственно увеличить число и размеры каналов фильтрации, повысить трещиноватость пород, а также очистить стенки поровых каналов от грязи, смол, парафинов и т.д.

В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний. К числу таких технологий относятся различные методы интенсификации притока нефти. Наиболее простой (и недорогой) способ - обработка кислотой.

Кислотная обработка скважины - солянокислотная, пенокислотная и грязекислоная обработка призабойной зоны пласта.

Первая ступень солянокислотной обработки - кислотная ванна служит для очистки призабойной зоны скважины от цементной и глинистой корок и продуктов коррозии. Для этого на забой скважины закачивают кислоту, выдерживают ее несколько часов без продавки в пласт, а затем обратной промывкой выкачивают отреагировавшую кислот, вместе с продуктами реакции.

Вторая ступень солянокислотной обработки состоит в том, чтобы закачать кислоту в пласт. Для этого сначала скважину' заполняют нефтью, а затем в НКТ нагнетают раствор соляной кислоты. При этом количество кислоты, нагнетаемой в скважину, равно объему НКТ и затрубного пространства в интервале обрабатываемого пласта. После закачки расчетного количества кислоты при закрытой задвижке на выкиде из затрубного пространства под давлением в скважину закачивают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из НКТ продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии скважину выдерживают некоторое время для реагирования кислоты с породой. По окончании этого периода проводят этап освоения скважины.

При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат "АзИНМАШ-ЗОА") или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобиле или тракторе.

Состав кислоты - соляная, синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникода ПБ-5, катеинов воды А и К для предупреждения коррозии металла; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов.

При пенокислотной обработке скважины в призабойную зону пласта вводится аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены. Для закачки в скважин}* кислотных пен применяют кислотный агрегат КП-6,5 (автоцистерна с насосом), передвижной компрессор и смеситель-аэратор.

При термокислотной обработке на забой скважины с помощью специального устройства (реакционного наконечника) опускают реагенты - магний, едкий натр и др., которые при контакте с соляной кислотой вступают с ней в химическую реакцию с большим выделением тепла. Цель такой обработки -усиление действия кислоты после расплавления парафина или смолы на забое скважины.

С о ля но кислотную обработку в основном применяют для обработки карбонатных пород. Пласты, сложенные песчаниками с глинистыми пропластками, обрабатывают грязевой кислотой (смесь плавиковой с соляной кислотой). Технология проведения такой работы состоит в том, что вначале с целью удаления цементной и глинистой корки делают кислотную ванну. Затем для растворения карбонатов в скважину закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты. После промывки продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, а после ее выдержки на определенное время очищают забой от продуктов реакции.

Простая солянокислотная обработка (СКО)

Взаимодействие соляной кислоты с породообразующими элементами. Основным обьектом взаимодействия соляной кислоты с породой являются карбонатные материалы – известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят следующие основные реакции:

при воздействии на известняк

2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2

при воздействии на доломит

4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2

Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCl2) – хорошо растворимые в воде соли. Углекислый газ (CO2) при пластовом давлении растворяется в воде. При обработке соляной кислотой нагнетательной скважины, продукты реакции можно не удалять из скважины, а продавливать в удаленные зоны пласта.

Простая СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного раствора с расходом 1м3 на 1м перфорированной толщины пласта. В случае, если данный расход не позволяет обеспечить глубину проникновения кислоты в пласт, равную 75 см. (средняя глубина поврежденной зоны), он может быть увеличен. В каждом конкретном случае глубина проникновения расчитывается простым геометрическим способом, если не удается получить информацию о реальных размерах поврежденной зоны пласта.

С целью снижения реакционной способности кислоты по отношению к породе и увеличения таким образом глубины ее проникновения, концентрация кислоты выдерживается в пределах 11%. Этот прием позволяет также облегчить продвижение продуктов реакции в удаленные зоны пласта, за пределы ПЗП. Кроме того, кислота менее активна по отношению к металлу насосно-компрессорных труб. При концентрациях соляной кислоты более 15% нейтрализованный раствор соляной кислоты получается очень вязким, что затрудняет его удаление из пор пласта.

Количество исходной (товарной) кислоты, необходимое для получения 1м3 рабочего кислотного раствора с концентрацией, указаной в плане работ,можно расчитать по формуле: V= A / Ат

Где V- объем соляной кислоты в м3

А – содержание 100% HCl в 1литре раствора с заданной концентрацией

Ат- содержание 100% HCl в товарном продукте в кг/литр.

К раствору кислоты добавляют следующие реагенты:

 Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого кислоту транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве не более 1% от объема кислоты.

В качестве ингибиторов используют:

Формалин – снижает коррозионную активность в 7-8 раз.

Уникол – (30-40 раз)

И-1-А – для условий высоких температур и давлений (20 раз)

Додикор – импортный ингибитор коррозии.

Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефть/нейтрализованная кислота, снижающие силы капилярного сопротивления, облегчающие процесс удаления продуктов реакции.

На практике в данном случае используются следующие ПАВ:

Неонол СНО 3Б, Превоцел, Нефтенол ВВД. Указанные ПАВ содержат различное количество основного вещества, что требует отдельного расчета количества применяемой товарной формы ПАВ.

Стабилизаторы – вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте.

Из-за нарушений правил транспортировки и хранения соляной кислоты, она как правило оказывается насыщенной соединениями железа, которые при снижении кислотности раствора выпадают в виде нерастворимых осадков, например гидрата окиси железа Fe(OH)3.

В качестве стабилизаторов используют уксусную кислоту (1-3%). Возможно использование лимонной, винной кислоты или специальных композиций. Объем воды для разбавления кислоты расчитывается по формуле:

Vв= 1-Vк-Vд

Единица минус объем товарной кислоты, минус объем добавок.

При проведении простой СКО время выдержки кислоты на реакции не должно превышать 1-2 часов т.к. скорость взаимодействия кислоты с карбонатным материалом при существующей пластовой температуре (70-80градусов) очень велика. При этом взаимодействии порции кислоты, поступившие в канал растворения последними могут сохранять свою кислотность из-за отсутствия в канале карбонатного материала. Два последних факта делают предпочтительным безостановочное продвижение кислоты в глубь пласта в процессе обработки. Для продавки кислоты используют раствор ПАВ, облегчающий удаление продуктов реакции.

Данный вид обработки (СКО) редко применяется как самостоятельный, чаще сочетается с другими видами работ. Редкое применение простой СКО связано также с небольшим содержанием карбонатного материала в пластах указанных выше месторождений.

Более предпочтительной для условий пластов указанных выше месторождений ввиду высокого содержания в них алюмосиликатного глинистого материала, низкой проницаемости и необходимости воздействовать именно на скелет породы является

Механизм действия кислот на коллекторы

Сущность всех кислотных обработок заключается в растворении самой породы, пластового цемента или материала, загрязняющего ПЗП, а также в образовании новых и расширении имеющихся фильтрационных каналов в пористой среде.

Для обработки терригенных (песчано-глинистых) коллекторов применяют более сложные кислотные растворы. Механизм кислотной обработки здесь такой же, различие состоит в протекающих реакциях и в их воздействии на проницаемость коллектора. По механизму воздействия кислотного раствора на породу коллекторы условно делятся на пористые, трещиноватые, пористо-трещиноватые, терригенные, содержащие карбонатный цемент, и песчано-глинистые.

В пористом коллекторе кислотный раствор фильтруется по пористой среде, вытесняя пластовый флюид и вступая в реакцию с породой. В результате воздействия соляной кислоты на карбонатную пористую среду, а также в зависимости от объема пропущенной кислоты, главным образом за счет образования пористых каналов больших диаметров, ее проницаемость может возрастать весьма значительно.

Механизм кислотной обработки трещиноватых коллекторов принципиально отличается от механизма обработки пористых пород. Расширение трещин за счет частичного растворения стенок породы трещин к существенному повышению дебита не приводит, так как существующая сеть трещин и без того является нефтепроводящей системой большой пропускной способности. Повышение дебита здесь объясняется увеличением раскрытия трещин и их очисткой от загрязнения. В пористо-трещиноватом коллекторе обработке подвергаются поверхности самих трещин и непосредственно примыкающих к ним пор и поровых каналов. При высокой эффективности обработок происходит очищение трещин от загрязнения. Обработка соляной кислотой песчаных коллекторов не всегда дает положительные результаты. Исследованиями [20] доказано, что скелет породы нередко разрушается от соляной кислоты, а выделяющиеся нерастворимые пелитовые фракции заполняют поровое пространство коллектора. Проницаемость после обработки таких пород нередко уменьшается в 4 и более раз.

Полимиктовые песчаные коллекторы нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири в своем составе содержат от следов (0,01%) до 45% карбонатного цемента и таких же включений.

Для изучения влияния пластового цемента на продуктивность скважин был обработан материал по характерным типам песчаных коллекторов—с высокой (45%) и низкой (4—6%) карбонатностью.

При солянокислотной обработке воздействию в первую очередь подвергаются фильтрационные каналы, на стенках которых в основном находился глинистый цемент. Проницаемость увеличивается только за счет растворения остаточного карбонатного цемента в этих каналах и обработки прилежащей пористой среды.

С увеличением в фильтрационных каналах карбонатного цемента свыше 10—15% повышается эффективность обработок. Эффективность обработок в песчаных коллекторах по сравнению с поровыми карбонатными коллекторами значительно ниже. Это объясняется тем, что скелет породы песчаников в соляной кислоте не растворяется. При карбонатности песчаника 20—25% прекращается увеличение эффективности обработок. При кислотной обработке терригенных коллекторов необходимо стремиться к образованию в породе поровоканальной фильтрации. С повышением скорости прокачки кислотного раствора через породу увеличивается вероятность поровоканальной фильтрации и кислотного раствора, что, в свою очередь, благоприятно отражается на эффективности обработок и прочности породы. Стабилизация влияния этой скорости на процесс образования поровоканальной фильтрации в породе наступает при скорости прокачки кислотного раствора 20—22 м3час на 1 м2 фильтровой площади песчаника. Эта скорость и является оптимальной, при которой достигается высокая эффективность обработки без разрушения породы в ПЗП.

Планируя кислотную обработку скважин, необходимо учитывать их назначение (нефтяная, газовая, нагнетательная). В эксплуатационных скважинах, расположенных в первом ряду от нагнетательных или от водонефтяного контакта, рекомендуется стремиться к образованию поровоканальной фильтрации. Если скважины располагаются во втором ряду и далее, то наиболее рациональной будет трещинная фильтрация как наиболее эффективная без разрушения породы ПЗП. При близком расположении нагнетательных скважин и водонефтяного контакта образование трещинной фильтрации после кислотной обработки может привести к прорыву воды по трещинам в пласте к забою эксплуатационной скважины и к обводнению последней. В нагнетательных скважинах наиболее рациональна фильтрация жидкости для обеспечения высокой степени вытеснения нефти из породы. Следовательно, обработку нагнетательных скважин необходимо проводить на низких объемных скоростях закачки раствора.

Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину

Схема расстановки спец. техники при закачке хим реагентов в скважину

Технологическая емкость

Насосный агрегат ЦА-320

Автоцистерна промысловая АЦН

Не менее 10м

Не менее1м

Не менее1м

Направление ветра

Кислотовоз

Кислотный агрегат

Cхема расстановки техники и оборудования при закачке растворов кислот в скважину

10м

Перед началом закачки в пласт необходимо:

- подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины для размещения агрегатов и другого оборудования;

  1. При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.
  2. Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.
  3.  При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.
  4. Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
  5. Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину химических композиций проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.
  6. Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви. При работе с порошковыми реагентами применяется респиратор.
  7. На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас).

Приготовление химических композиций.

Приготовление химических композиций как правило проводится непосредственно на скважине в следующем порядке:

  1. Устанавливается ванна.
  2. Заполняется технической водой или другой жидкостью растворителем с учетом последующего растворения в ней реагента
  3. Вводится необходимое количество (указано в плане) реагента.
  4. Все хорошо перемешивается насосом агрегата.

Проведение работ по закачке химических композиций

По команде руководителя работ:

  1. Открыть задвижку на фонтанной арматуре скважины;
  2. Произвести закачку реагентов согласно плану работ на минимальной скорости. Во время закачки персонал должен находится в безопасной зоне, и следить за состоянием линий обвязки. В случае обнаружения утечек информировать ответственного за производство работ и остановить процесс.
  3. Произвести продавку.
  4. После закачки необходимых по плану работ компонентов, не останавливая технологического процесса, прокачать в скважину чистую техническую воду для промывки линий.

По окончании работ

  1. Закрыть рабочую задвижку на ФА скважины
  2. Давление в нагнетательном трубопроводе снизить до атмосферного
  3. Приступить к его разборке.

Тару из-под хим. реагентов собрать и перевезти в специально отведенное место.

ВЫПОЛНЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ ЧАСТИ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Перед выполнением расчетной части курсового проекта необходимо выполнить пункты 1-4 Технического задания.

Студенты чей порядковый номер в экзаменационной ведомости не превышают №25 выполняют вариант курсовой работы в соответствии со своим номером, все остальные выполняют вариант выбранный по сумме двух последних цифр зачетной книжки (студенческого билета).

1. Расчет потребного количества реагентов для СКО.

Исходные данные для расчета по скважине.

1. Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h=       м;

2. Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной Нз=             м;

3. Внутренний диаметр скважины D=             м;

4. Концентрация солянокислотного раствора x=          %;

5. Исходная концентрация товарной соляной кислоты z=         %;

6.Содержание в соляной кислоте солей железа f =         %;

7.Исходная концентрация уксусной кислоты cук=          %.

Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора vр составляет 1—1,2 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта. Отсюда находим.

1. Общий объем солянокислотного раствора по формуле:

 Q = V·h =                                                                                                (1)

 V - средняя норма расхода раствора соляной кислоты на 1 м интервала обработки, принимаемая равной 1,2 м3;

h - вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта, м.

2. Количество концентрированной товарной соляной кислоты солянокислотного раствора определяется по формуле:

Qк = Q*x (5,09 x + 999) / [z (5,09 z + 999) ] =                           (2)

z - концентрация товарной кислоты, %;

Q - общий объем солянокислотного раствора, м3.

3. В качестве стабилизатора против выпадения из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту, количество которой определяется по формуле:

 ук =  =                                                         (3)

где - концентрация уксусной кислоты, %

4. b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, доли единиц, который определяется по формуле:

b=f + 0,8 =                                                     (4)

где f - содержание в соляной кислоте солей железа, %

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6% - параметр а (в пересчете на SO3), которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры карбонатного пласта.

5.Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий, количество которого определяется по формуле:

=                                   (5)

где 21,3- масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты, кг;

- объем солянокислотного раствора, м3;

а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %;

х - концентрация солянокислотного раствора, %;

z - концентрация товарной соляной кислоты, %;

0,02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок;

ρхб - плотность раствора хлористого бария, кг/м3хб=4000 кг/м3).

6. Необходимый объём ингибитора коррозии определяется по формуле:

 Qи=bиQ/cи, =                                                     (6)

 

где bи— норма добавки ингибитора, %.

Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то bи= 0,2 %; cи— объемная доля товарного ингибитора, % (cи = 100 %)

7. Необходимый объём интенсификатора для понижения поверхностного натяжения ПАВ:

Qин=bинQ/cин =                                                     (7)

где bин— норма добавки интенсификатора, %.

Если в качестве интенсификатора используют Марвелан-К, то bин = 0,3 %, cин— объемная доля товарного интенсификатора, % (cин = 100 %)

8. Для изоляции зумпфа при обработке применяется раствор хлористого кальция (бланкет). Объем закачиваемого бланкета определяется по формуле:

Qбл = =                                                  (8)

D- внутренний диаметр скважины, м;

Нз - глубина зумпфа, м.

9. Суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (стабилизатор, хлористый барий, ингибитор, интенсификатор, бланкет), м3.

=                                        (9)

10.Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора определяется по формуле:

=                                        (10)

- объем солянокислотного раствора, м3

- объем концентрированной товарной соляной кислоты, м3

- суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий), м3.

Кислотный раствор приготавливают в следующем порядке: наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора Qи , уксусной кислоты Qук , а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Затем добавляют хлористый барий, бланкет и интенсификатор. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления.

Затем проверяют ареометром полученную концентрацию раствора соляной кислоты и, если она не соответствует заданной, добавляем к раствору воду или концентрированную соляную кислоту

В результате расчета для приготовления солянокислотного раствора рекомендуем следующие объемы компонентов, которые представлены в таблице 1.

Название компонента

Единица измерения

Объем компонента

Вода

м3

Концентрированная соляная кислота

м3

Концентрированная уксусная кислота

м3

Хлористый барий

м3

Ингибитор коррозии (реагент В-2)

м3

Интенсификатор марвелан-К

м3

Хлористый кальций (бланкет)

м3

Общий объем раствора

м3

2. Оценка потенциального дебита скважины.

Исходные данные для расчета по скважине.

Давление на контуре питания Рк=        атм;

Давление на забое скважины Рз =         атм;

Вязкость нефти =              сПз;

Коэффициент пластового объема нефти Во =            ;

Радиус дренирования rд =                  см;

Радиус скважины rс =                   см;

Скин-фактор Skin =                        ;

Проницаемость пласта k =                   Дс;

Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h = м,

Для определения потенциала скважины произведем расчеты дебита и коэффициента продуктивности скважины до и после мероприятия интенсификации.

Расчеты осуществлены для плоскорадиальной системы установившегося течения, т.е. условия постоянного давления на контуре питания (существует система поддержание пластового давления). Степень повреждения призабойной зоны пласта определяется величиной скин-эффекта. Расчет дебита после мероприятия проведен в предположении, что скин-эффект снижается после обработки до нуля (Skin = 0).

1. Перепад давления (депрессия) рассчитывается по формуле:

=                                                (11)

где Рк – давление на контуре питания, атм;

Рз – давление на забое скважины, атм;

2. Дебит скважины до и после СКО рассчитывается по формуле:

=                                    (12)

где k – проницаемость пласта, Дс;

h – вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта, м;

н - вязкость нефти, сПз;

Во - коэффициент пластового объема нефти, д.е.;

ΔР - перепад давления (депрессия), атм;

rд - радиус дренирования, см;

rс - радиус скважины, см;

Skin – скин-фактор.

3. Коэффициент продуктивности до и после СКО определяется по формуле:

=                                                      (13)

где - дебит жидкости, м3/сут

- перепад давления, атм

3. Расчет технологической эффективности от проведения соляно-кислотной обработки

Расчет проводится с использованием методов математической статистики на основании эксплуатационных данных по скважинам за 6-12 месяцев до осуществления мероприятия и 6-12 месяцев после осуществления мероприятия. В данной курсовой работе рассматриваются периоды по 10 месяцев до и после мероприятия.

Для корректности расчета необходимым условием является отсутствие иных ГТМ в рассматриваемых периодах.

Исходными данными являются значения среднесуточного дебита по нефти для каждого месяца до и после проведения СКО (столбец 3 таблицы 2).

Значение дебита для 10 месяца принимается равным рассчитанному в предыдущем разделе дебиту до проведения СКО, значение дебита для 11 месяца соответствует дебиту после проведения СКО.

Таблица 2.

Расчет дополнительной добычи нефти после СКО.

ti мес

qi(t) факт т/сут

lg ti = Xi

lg qi(t) = Yi

Xi2

XiYi

qi(t) расч, т/сут

Δq, т/сут

tотр, сут

ΔQ тонн

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

До мероприятия

1

1

21

0,000

1,322

0,000

0,000

25,1

-

-

-

2

2

20

0,301

1,301

0,091

0,392

19,8

-

-

-

3

3

20

0,477

1,301

0,228

0,621

17,3

-

-

-

4

4

18

0,602

1,255

0,362

0,756

15,7

-

-

-

5

5

15

0,699

1,176

0,489

0,822

14,6

-

-

-

6

6

16

0,778

1,204

0,606

0,937

13,7

-

-

-

7

7

15

0,845

1,176

0,714

0,994

13,0

-

-

-

8

8

10

0,903

1,000

0,816

0,903

12,4

-

-

-

9

9

11

0,954

1,041

0,911

0,994

11,9

-

-

-

10

10

10

1,000

1,000

1,000

1,000

11,5

-

-

-

Σ

6,560

11,777

5,215

7,418

После мероприятия

11

11

30

-

-

-

-

11,2

18,8

30

565

12

12

32

-

-

-

-

10,8

21,2

31

656

13

13

27

-

-

-

-

10,5

16,5

30

494

14

14

25

-

-

-

-

10,3

14,7

27

397

15

15

20

-

-

-

-

10,1

9,9

29

288

16

16

20

-

-

-

-

9,8

10,2

30

305

17

17

10

-

-

-

-

9,6

0,4

31

11

18

18

12

-

-

-

-

9,5

2,5

30

76

19

19

9,5

-

-

-

-

9,3

0,2

30

7

20

20

8

-

-

-

-

9,1

-1,1

26

-29

Σ

Без учета потерь

2799

С учетом потерь

2748

Как правило, аналитически изменение фактического среднемесячного дебита во времени по скважине можно представить с помощью уравнения гиперболы (14):

qi(t) = at-b                                                       (14)

где a и b аналитически определенные коэффициенты.

Для нахождения коэффициентов a и b выражение (14) представляется в линейном виде (15):

lg qi(t) = lg a·-blg t                                               (15)

Введя обозначения lg qi(t) = Y; lg a = A; b = B; lg t = X; уравнение (15) приводится к виду:

Y =A·-BX                                                     (16)

Далее для нахождения коэффициентов А и В составляется и решается система уравнений (17):

                               (17)

где n – число значений в массиве «до мероприятия», в рассматриваемом случае – 10; знаком Σ обозначены суммы соответствующих значений в таблице 2 (столбцы 4-7).

Пошагово методика определения дополнительной добычи нефти заключается в следующем.

В массиве «До мероприятия»

1. Заполняется столбец 4 таблицы 2. Для этого вычисляется десятичный логарифм от каждого номера месяца. Определяется значение. В рассматриваемом случае 6,560.

2. Заполняется столбец 5 таблицы 2. Для этого вычисляется десятичный логарифм от каждого значения дебита нефти. Определяется значение. В рассматриваемом случае 11,777.

3. Заполняется столбец 6 таблицы 2. Для этого каждое соответствующее значение столбца 4 возводится в квадрат. Определяется значение. В рассматриваемом случае 5,215.

4. Заполняется столбец 7 таблицы 2. Для этого каждое соответствующее значение столбца 4 умножается на соответствующее значение столбца 5. Определяется значение. В рассматриваемом случае 7,418

5. По найденным значениям составляется система уравнений (17). В рассматриваемом случае:

6. Для нахождения коэффициентов А и В решается система уравнений.

В примере в верхнем уравнении системы выражается коэффициент А.

Для этого слагаемое с коэффициентом В переносится из левой в правую части уравнения с противоположным знаком:

,

После чего левая и правая части уравнения делятся на число, стоящее перед коэффициентом А, (в рассматриваемом примере на 10):

имеем

Далее полученное выражение для коэффициента А подставляется в нижнее уравнение системы:

Раскрывая скобки, имеем:

Далее вычисляются подобные слагаемые уравнения. Числовые значения группируются в правой его части. Для этого 7,725 с противоположным знаком переносится из левой части уравнения в правую:

Отсюда коэффициент В равен:


Зная значение В, находим значение А:

7. По известным значениям коэффициентов А и В находятся значения коэффициентов а и b уравнения (14), описывающего изменение дебита нефти скважины во времени:

а = 10А = 101,399 = 25,061;

b = В = 0,337

Таким образом, изменение дебита нефти скважины во времени будет описываться зависимостью:

qi(t) = 25,061t-0,337

где t – порядковый номер месяца, в котором необходимо определить значение дебита нефти по скважине.

8. Используя аналитическую зависимость для дебита скважины, полученную в пункте 7, помесячно вычисляется расчетный дебит нефти и заполняется столбец 8 таблицы 2.

Столбцы 9, 10, 11 в массиве «До мероприятия» не заполняются.

В массиве «После мероприятия».

9. Столбцы 4, 5, 6, 7 не заполняются. Аналогично пункту 8 в массиве «До мероприятия» помесячно вычисляется расчетный дебит нефти по скважине после мероприятия и заполняется столбец 8 таблицы 2. Полагается, что данный дебит скважин наблюдался бы в период после мероприятия, при условии не проведения СКО.

10. Зная значение реального дебита нефти, находится прирост дебита в каждом месяце Δq как разница между фактическим и расчетным дебитом. Для этого от значения в столбце 3 отнимается соответствующее значение в столбце 8 и заполняется столбец 9.

11. Зная количество дней, отработанных в каждом месяце определяется прирост дополнительной добычи в каждом месяце после проведения мероприятия, как произведение среднемесячного дебита нефти на соответствующее число дней отработанных скважинной в данном месяце. Для этого значение в столбце 9 умножается на соответствующее значение в столбце 10 и заполняется столбец 11 таблицы 2.

12. Определяются потери от простоя скважины на проведения СКО. Ремонт производился в течении 5 дней. Для оценки потерь необходимо вычислить средний дебит за три месяца предшествующие СКО и умножить на количество дней простоя. В рассматриваемом случае средний дебит определяется как сумма дебитов 8, 9, и 10 месяцев разделенная на 3:

Следовательно потери от простоя составят:

13. Далее определяется длительность эффекта от проведения СКО. Для этого необходимо построить графическую зависимость фактического и расчетного дебита скважин помесячно, как показано на рисунке 2.

Сравнительная динамика среднесуточного дебита скважины.

Рис.2

Считается, что эффект от мероприятия прекращается после того, как кривая фактического дебита в области «После мероприятия» пересекает и спускается ниже кривой расчетного дебита. В рассматриваемом примере длительность эффекта составляет 9 месяцев.

14. Далее подсчитывается суммарный прирост добычи ΔQ в тоннах, как сумма всех приростов за период эффекта, за вычетом потерь от простоя на проведение мероприятия. Для этого суммируются все положительные значения в 11 столбце таблицы 2, после чего от полученной суммы отнимаются определенные в пункте 12 потери от простоя. В рассматриваемом примере:

565+656+494+397+288+305+11+76+7 =2799 тонн

2799 – 51,7 = 2748,3 тонны

4. Выводы по результатам выполнения курсового проекта.

В данной главе необходимо кратко описать основные геолого-физические свойства рассматриваемого пласта, фонда скважин.

Дать описание проведенных расчетов и их результатов.

Сделать вывод о целесообразности проведения кислотной обработки в рассмотренном случае и сроках эффективности.

5. Привести список используемых источников (нормативно-проектная документация, учебная литература, журналы).

Студенты чей порядковый номер в экзаменационной ведомости не превышают №25 выполняют вариант курсовой работы в соответствии со своим номером, все остальные выполняют вариант выбранный по сумме двух последних цифр зачетной книжки (студенческого билета).

Исходные данные для расчета по скважине для расчета потребного          количества реагентов (Расчет «1)

Вариант

Вскрытая эффект. мощность карбонатного пласта h(м)

Зумпф глубиной

Нз

Внутренней диаметр скважины D м;

Концентрация раствора

HCL x, %

Исходная концентрация товарной

HCL z, %;

Содержание в HCL

солей железа f %

Исходная концентрация уксусной кислоты cук %.

1

5,0

8,0

0,119

8,0

24,0

0,49

44

2

5,5

8,5

0,122

8,5

24,5

0,51

46

3

6,0

9,0

0,124

9,0

25,0

0,53

48

4

6,5

9,5

0,128

9,5

25,5

0,55

50

5

7,0

10,0

0,13

10,0

26,0

0,57

52

6

7,5

10,5

0,132

10,5

26,5

0,59

54

7

8,0

11,0

0,15

11,0

27,0

0,61

56

8

8,5

11,5

0,152

11,5

27,5

0,63

58

9

9,0

12,0

0,154

12,0

28,0

0,65

60

10

9,5

12,5

0,153

12,5

24,0

0,67

62

11

10,0

13,0

0,125

13,0

24,5

0,69

64

12

10,5

13,5

0,126

13,5

25,0

0,71

66

13

11,0

14,0

0,127

14,0

25,5

0,73

68

14

11,5

14,5

0,129

14,5

26,0

0,75

70

15

12,0

15,0

0,131

15,0

26,5

0,77

72

16

12,5

15,5

0,133

15,5

27,0

0,79

74

17

13,0

16,0

0,12

16,0

27,5

0,81

76

18

13,5

16,5

0,121

16,5

28,0

0,83

78

19

14,0

17,0

0,151

17,0

28,5

0,84

71

20

14,5

17,5

0,152

17,5

29,0

0,85

73

21

15,0

18,0

0,155

18,0

29,5

0,86

75

22

15,5

18,5

0,157

18,5

30,0

0,87

77

23

16,0

19,0

0,16

19,0

30,5

0,88

79

24

16,5

19,5

0,162

19,5

31,0

0,89

81

25

17,0

20,0

0,164

20,0

31,5

0,9

83

Исходные данные для расчета оценки потенциального дебита скважины (Расчет №2)

Вариант

Давление на контуре питания,

атм

Давление на забое

атм,

Вязкость нефти

μн

сПз

Коэффициент пластового объема нефти

Во

Радиус дренирования rд, см

Проницаемость пласта, k, Дс

Ради

ус скважины rс

см

толщина пласта в

м

Скин-фактор

1

110

100

2

1,015

15000

0,400

8

5,0

4

2

115

100

2,3

1,017

16000

0,410

8,5

5,5

4,1

3

120

112

2,6

1,019

16500

0,420

6,2

6,0

4,2

4

125

115

2,9

1,021

17000

0,430

6,4

6,5

4,3

5

130

115

3,2

1,023

17500

0,440

6,5

7,0

4,4

6

135

117

3,5

1,025

18000

0,450

6,6

7,5

4,5

7

140

120

3,8

1,027

18500

0,460

7,5

8,0

4,6

8

145

122

4,1

1,029

19000

0,470

7,6

8,5

4,7

9

150

125

4,4

1,031

19500

0,480

7,7

9,0

4,8

10

155

138

4,7

1,033

20000

0,490

7,65

9,5

4,9

11

160

130

5

1,035

20500

0,500

6,25

10,0

5

12

165

133

5,3

1,037

21000

0,510

6,3

10,5

5,1

13

170

143

5,6

1,039

21500

0,520

6,35

11,0

5,2

14

175

166

5,9

1,041

22000

0,530

6,45

11,5

5,3

15

180

147

6,2

1,043

22500

0,540

6,55

12,0

5,4

16

185

170

6,5

1,045

23000

0,550

6,65

12,5

5,5

17

190

170

6,8

1,047

23500

0,560

6

13,0

5,6

18

195

177

7,1

1,049

24000

0,570

6,05

13,5

5,7

19

200

177

7,4

1,051

24500

0,580

7,55

14,0

5,8

20

205

177

7,7

1,053

25000

0,590

7,6

14,5

5,9

21

210

177

8

1,055

25500

0,600

7,75

15,0

6

22

215

185

8,3

1,057

26000

0,610

7,85

15,5

6,1

23

220

205

8,6

1,059

26500

0,620

8

16,0

6,2

24

225

205

8,9

1,061

27000

0,630

8,1

16,5

6,3

25

230

221

9,2

1,063

27500

0,640

8,2

17,0

6,4


Исходные данные для расчета технологической эффективности от проведения соляно-кислотной обработки (Расчет №3).

Количество отработанных дней  по месяцам в массиве «После мероприятия» взять из рассмотренного примера.

1 вариант

2 вариант

3 вариант

4 вариант

5 вариант

6 вариант

7 вариант

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

1

10,0

1

12,0

1

7,0

1

7,5

1

9,0

1

10,0

1

12,0

2

9,2

2

11,0

2

7,0

2

7,0

2

9,0

2

10,0

2

12,0

3

9,0

3

11,0

3

6,5

3

6,5

3

8,5

3

9,0

3

11,0

4

8,0

4

10,5

4

6,0

4

6,5

4

8,0

4

9,0

4

11,0

5

8,0

5

10,0

5

6,0

5

6,0

5

8,0

5

9,0

5

10,5

6

7,6

6

9,0

6

5,5

6

6,0

6

8,0

6

8,5

6

10,5

7

7,0

7

8,5

7

5,5

7

5,5

7

7,5

7

8,5

7

10,0

8

7,0

8

8,0

8

5,0

8

5,0

8

7,5

8

8,0

8

10,0

9

6,5

9

8,0

9

4,5

9

5,0

9

7,0

9

8,5

9

9,0

10

10

10

10

10

10

10

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

11

11

11

11

11

11

11

12

8,0

12

11,2

12

6,0

12

7,5

12

11,0

12

13,0

12

15,0

13

8,1

13

10,0

13

5,8

13

7,0

13

11,0

13

13,0

13

14,0

14

7,6

14

10,0

14

5,0

14

7,0

14

10,0

14

12,0

14

14,0

15

8,0

15

8,4

15

5,0

15

6,0

15

9,0

15

10,0

15

13,0

16

6,6

16

8,0

16

4,0

16

6,0

16

8,0

16

7,0

16

11,0

17

6,0

17

6,0

17

3,5

17

5,0

17

6,5

17

7,0

17

10,0

18

5,6

18

6,0

18

3,0

18

4,0

18

6,0

18

6,0

18

9,0

19

5,1

19

5,5

19

3,0

19

4,0

19

6,0

19

7,0

19

8,0

20

4,5

20

5,0

20

3,0

20

3,0

20

6,0

20

7,0

20

8,0

8 вариант

9 вариант

10 вариант

11 вариант

12 вариант

13 вариант

14 вариант

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

1

14,0

1

13,0

1

11,0

1

18,0

1

19,0

1

18,0

1

7,0

2

14,0

2

13,0

2

11,0

2

17,0

2

19,0

2

17,0

2

6,5

3

13,5

3

12,0

3

10,0

3

17,0

3

18,0

3

17,0

3

6,0

4

13,0

4

12,0

4

10,0

4

16,0

4

18,0

4

16,5

4

5,5

5

12,0

5

12,0

5

9,5

5

16,0

5

17,0

5

16,0

5

5,0

6

12,0

6

11,5

6

9,5

6

15,5

6

17,0

6

15,0

6

5,5

7

11,0

7

11,5

7

9,0

7

15,0

7

16,0

7

15,0

7

5,0

8

11,0

8

11,0

8

9,0

8

14,5

8

15,5

8

13,0

8

4,0

9

11,5

9

11,5

9

8,0

9

14,0

9

15,0

9

13,0

9

4,0

10

10

10

10

10

10

10

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

11

11

11

11

11

11

11

12

16,0

12

17,0

12

12,0

12

20,0

12

22,0

12

19,0

12

7,0

13

15,0

13

15,0

13

12,0

13

20,0

13

20,0

13

17,0

13

7,0

14

15,0

14

14,0

14

10,0

14

19,0

14

19,0

14

17,0

14

6,0

15

14,0

15

12,0

15

7,5

15

18,0

15

14,0

15

16,0

15

6,0

16

13,0

16

12,0

16

7,5

16

16,0

16

14,0

16

12,0

16

5,0

17

12,0

17

11,0

17

7,0

17

13,0

17

13,0

17

12,0

17

4,0

18

12,0

18

10,0

18

7,0

18

13,0

18

13,0

18

11,5

18

3,0

19

10,0

19

10,0

19

7,0

19

12,0

19

12,0

19

11,5

19

3,0

20

10,0

20

10,0

20

7,0

20

12,0

20

12,0

20

11,0

20

3,0

Количество отработанных дней  по месяцам в массиве «После мероприятия» взять из рассмотренного примера

15 вариант

16 вариант

17 вариант

18 вариант

19 вариант

20 вариант

21 вариант

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

2

3

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

1

21,0

1

10,0

1

13,0

1

12,0

1

13,0

1

18,0

1

20,0

2

20,0

2

11,0

2

14,0

2

12,0

2

14,0

2

17,0

2

20,0

3

18,0

3

11,0

3

14,0

3

11,0

3

13,0

3

17,0

3

20,0

4

18,0

4

10,0

4

13,0

4

11,0

4

12,0

4

16,0

4

18,0

5

17,0

5

10,0

5

12,0

5

10,0

5

12,0

5

16,0

5

17,5

6

17,0

6

9,0

6

12,0

6

10,0

6

11,0

6

15,0

6

17,0

7

16,5

7

9,0

7

11,0

7

9,0

7

11,0

7

15,0

7

17,5

8

16,5

8

8,0

8

10,0

8

9,0

8

11,0

8

14,5

8

17,0

9

15,0

9

7,0

9

10,0

9

9,5

9

11,0

9

14,0

9

16,0

10

10

10

10

10

10

10

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

11

11

11

11

11

11

11

12

25,0

12

11,0

12

15,0

12

12,0

12

14,0

12

18,0

12

22,0

13

21,0

13

11,0

13

12,0

13

8,5

13

10,4

13

14,0

13

16,0

14

19,0

14

10,0

14

9,0

14

8,5

14

10,4

14

13,5

14

15,5

15

18,0

15

9,0

15

9,0

15

8,0

15

10,4

15

13,0

15

15,5

16

17,0

16

9,0

16

9,0

16

8,0

16

10,0

16

13,0

16

15,0

17

16,0

17

8,0

17

8,5

17

8,0

17

10,0

17

13,0

17

15,0

18

15,0

18

7,5

18

8,5

18

7,5

18

9,5

18

12,0

18

14,0

19

14,0

19

7,5

19

8,0

19

7,0

19

9,5

19

12,0

19

14,0

20

13,0

20

6,5

20

8,0

20

7,0

20

9,5

20

12,0

20

13,5

Количество отработанных дней  по месяцам в массиве «После мероприятия» взять из рассмотренного примера

22 вариант

23 вариант

24 вариант

25 вариант

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

ti мес

qi(t) факт т/сут

2

3

2

3

2

3

2

3

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

До мероприятия

1

16,0

1

11,0

1

13,0

1

6,0

2

16,0

2

13,0

2

15,0

2

6,0

3

15,5

3

11,0

3

15,0

3

7,0

4

15,5

4

11,0

4

13,0

4

6,0

5

16,0

5

10,0

5

12,0

5

5,5

6

15,0

6

8,5

6

11,0

6

5,5

7

15,0

7

8,5

7

11,0

7

5,0

8

14,5

8

8,0

8

10,0

8

5,0

9

15,0

9

8,0

9

10,0

9

4,5

10

10

10

10

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

После мероприятия

11

11

11

11

12

20,0

12

12,0

12

15,0

12

7,0

13

19,0

13

12,0

13

15,0

13

7,0

14

15,5

14

11,0

14

13,0

14

6,0

15

14,0

15

11,0

15

13,0

15

5,0

16

14,0

16

10,0

16

12,0

16

4,0

17

13,5

17

9,0

17

10,0

17

4,0

18

13,5

18

8,0

18

9,0

18

4,0

19

13,0

19

7,0

19

9,0

19

3,0

20

13,0

20

6,0

20

8,5

20

3,0

Количество отработанных дней  по месяцам в массиве «После мероприятия» взять из рассмотренного примера


Контрольные вопросы

  1. Как процессы бурения, снижают нефтеотдачу и ухудшают приток к ПЗП.
  2.  Как процессы эксплуатации, снижают нефтеотдачу и ухудшают приток к ПЗП
  3. Назовите некоторые методы интенсификации притока нефти.
  4. На каких коллекторах эффективно применение СКО.
  5. Какие минералы взаимодействуют с СК. Какие продукты получаются и куда деваются. Напишите формулы.
  6. Какие реагенты добавляются в раствор СК их назначение и действие.
  7. Какое время выдержки кислоты на реакции.
  8. Назначение ПАВ при проведении СКО.
  9. На каких коллекторах эффективно применение ГКО.
  10.  Какие минералы взаимодействуют с плавиковой кислотой. Какие продукты получаются и куда деваются. Напишите формулы.
  11. Какой механизм действия кислот на терригенные коллекторы.
  12. Какой механизм действия кислот на карбонатные коллекторы.
  13.  При планировании кислотной обработки скважин каким образом учитывается взаиморасположение добывающих и нагнетательных скважин.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

81462. Распространение и физиологическое значение аэробного распада глюкозы. Использование глюкозы для синтеза жиров в печени и в жировой ткани 103.86 KB
  Использование глюкозы для синтеза жиров в печени и в жировой ткани. Основное физиологическое назначение катаболизма глюкозы заключается в использовании энергии освобождающейся в этом процессе для синтеза АТФ. Энергия выделяющаяся в процессе полного распада глюкозы до СО2 и Н2О составляет 2880 кДж моль.
81463. Анаэробный распад глюкозы (анаэробный гликолиз). Гликолитическая оксиредукция, пируват как акцептор водорода. Субстратное фосфорилирование. Распространение и физиологическое значение этого пути распада глюкозы 121.38 KB
  Реакции анаэробного гликолиза При анаэробном гликолизе в цитозоле протекают все 10 реакций идентичных аэробному гликолизу. Восстановление пирувата в лактат катализирует лактатдегидрогеназа реакция обратимая и фермент назван по обратной реакции. С помощью этой реакции обеспечивается регенерация ND из NDH без участия митохондриальной дыхательной цепи в ситуациях связанных с недостаточным снабжением клеток кислородом. Таким образом значение реакции восстановления пирувата заключается не в образовании лактата а в том что данная...
81464. Биосинтез глюкозы (глюконеогенез) из аминокислот, глицерина и молочной кислоты. Взаимосвязь гликолиза в мышцах и глюконеогенеза в печени (цикл Кори) 215.46 KB
  Глюконеогенез процесс синтеза глюкозы из веществ неуглеводной природы. Его основной функцией является поддержание уровня глюкозы в крови в период длительного голодания и интенсивных физических нагрузок. Эти ткани могут обеспечивать синтез 80100 г глюкозы в сутки.
81465. Представление о пентозофосфатном пути превращений глюкозы. Окислительные реакции (до стадии рибулозо-5-фосфата). Распространение и суммарные результаты этого пути (образование пентоз, НАДФН и энергетика) 135.5 KB
  Окислительные реакции до стадии рибулозо5фосфата. Распространение и суммарные результаты этого пути образование пентоз НАДФН и энергетика Пентозофосфатный путь называемый также гексомонофосфатным шунтом служит альтернативным путём окисления глюкозо6фосфата. Пентозофосфатный путь состоит из 2 фаз частей окислительной и неокислительной.
81466. Свойства и распространение гликогена как резервного полисахарида. Биосинтез гликогена. Мобилизация гликогена 173.81 KB
  Биосинтез гликогена. Мобилизация гликогена. Таким образом в молекуле гликогена имеется только одна свободная аномерная ОНгруппа и следовательно только один восстанавливающий редуцирующий конец.
81467. Особенности обмена глюкозы в разных органах и клетках: эритроциты, мозг, мышцы, жировая ткань, печень 110.65 KB
  Метаболизм глюкозы в эритроцитах. В эритроцитах катаболизм глюкозы обеспечивает сохранение структуры и функции гемоглобина целостность мембран и образование энергии для работы ионных насосов. Около 90 поступающей глюкозы используется в анаэробном гликолизе а остальные 10 в пентозофосфатном пути.
81468. Представление о строении и функциях углеводной части гликолипидов и гликопротеинов. Сиаловые кислоты 110.57 KB
  Сиаловые кислоты Гликопротеины – сложные белки содержащие помимо простого белка или пептида группу гетероолигосахаридов. К полипептидуприсоединяются гетероолигосахаридные цепи содержащие от 2 до 10 реже 15 мономерных остатков гексоз галактоза и манноза режеглюкоза пентоз ксилоза арабиноза и конечный углевод чаще всего представленный Nацетилгалактозамином Lфукозой или сиаловой кислотой; в отличие от протеогликанов гликопротеины не содержат уроновых кислот и серной кислоты. Сиа́ловые кисло́ты ациальные производные...
81469. Наследственные нарушения обмена моносахаридов и дисахаридов: галактоземия, непереносимость фруктозы и дисахаридов. Гликогенозы и агликогенозы 139.56 KB
  Гликогенозы и агликогенозы Нарушения метаболизма фруктозы Неактивный фермент Блокируемая реакция Локализация фермента Клинические проявления и лабораторные данные Фруктокиназа Фруктоза АТФ → Фруктозе1фосфат АДФ Печень Почки Энтероциты Фруктоземия фруктозурия Фруктозе1фосфатальдолаза Фруктозе1фосфат → Дигидроксиацетон3 фосфат Глицеральдегид Печень Рвота боли в животе диарея гипогликемия Гипофосфатемия фруктоземия гиперурикемия хроническая недостаточность функций печени почек. Наследственная непереносимость...
81470. Важнейшие липиды тканей человека. Резервные липиды (жиры) и липиды мембран (сложные липиды). Жирные кислоты липидов тканей человека 113.78 KB
  Жирные кислоты липидов тканей человека. Жирные кислоты структурные компоненты различных липидов. В составе триацилглицеролов жирные кислоты выполняют функцию депонирования энергии так как их радикалы содержат богатые энергией СН2группы. В составе фосфолипидов и сфинголипидов жирные кислоты образуют внутренний гидрофобный слой мембран определяя его свойства.