4.3 Расчет закачки снпх-7541

В Арланском УДНГ нашёл широкое применение для предупреждения отложения АСПО, особенно на скважинах оборудованных ЭЦН, ингибитор

СНПХ-7541.

Исходные данные для расчета:

1. Эксплуатационные горизонты I,III.

2. Диаметр эксплуатационной колонны Д = 146 мм.

3. Интервалы перфорации Н3 = 1345 м.

1263,4 - 1265,8 м.

1270,8 - 1276,0 м.

4. Коэффициент продуктивности К = 30 м³/сут МПа.

5. Р_ИЛ = 19 МПа.

6. Р_ЗАТ = 17 МПа.

7. Кинематическая вязкость нефти V = 2*10³ м³ /с.

8. Газовый фактор G = 18 м³/м³

9. Плотность добываемой жидкости q = 1090 кг/ м³

10. Дебит жидкости Q = 108 м³/сут.

11. Статический уровень h_СТ = 480 м.

12. Обводнённость Н = 94 %.

13. Пластовое давление Р_ИЛ = 15 МПа

14. Забойное давление Р_ЗАБ = 13 МПа.

15. Глубинонасосное оборудование.

глубина спуска h_Н - 1100 м.

d_НКТ диаметр НКТ - 73 мм.

насос УЭЦН5 - 130-1200.

В результате проведённого анализа пластовых вод и залегания пластов и их взаимного влияния геологической службой ЦДНГ-1, было решено произвести закачку СНПХ-7541 в ПЗП. Для проведения обработки была дана заявка на проведение обработки в цех КПРС.

В цехе было необходимо провести расчёт закачки СНПХ-7541 и составить план работы.

Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:

Р = А · Р_О · Q_В · Т / 1000 , кг (1)

где А – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны. (принимают равным 1,5 - 2,0 ).

Р_О – оптимальная дозировка ингибитора г/ м³ (рекомендуется 30 - 200 г/ м³ ).

Q_В – производительность скважины по воде, м³ /сут.

Т – предполагаемое время защиты оборудования.

Р = 1,5 · 40 · 102,6 · 200 / 1000 = 1231, кг

На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 - 15% раствор в пресной воде. m_p = 1231 кг.

Объём реагента:

V_p = m_p / p, м³ (2)

V_р = 1231 / 1250 = 0,98 м³

Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:

V_В = V_p · 100% / 15% = 0,98 · 100/15 = 6,5 м³

Общий объём раствора приготовим в количестве:

V_p-p = V_p + V_В, м³ (3)

V_p-p = 6,5 + 0,98 = 7,5 м³

Так как приёмистость пласта выше давления опрессовки колонны, необходимо поднять ГНО и спустить пакер. Пакер спускаем на глубину:

Н_П = 1253 м на 10 м выше верхних дыр зоны перфорации.

Ниже номера спускаем хвост до нижних дыр зоны перфорации.

Н_НКТ = 1276 м. хвост будет:

h_ХВ = Н_НКТ – Н_П, м³ (4)

h_ХВ = 1276 м – 1253 м = 23 м.

Рассчитываем объём дополнительной жидкости:

V_Ж = m · π · R² · H + V_НКТ , м³ (5)

где m – коэффициент пористости, m = 1,8;

π = 3,14;

R – предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт (не менее 1м);

Н – вскрытая толщина пласта, Н = 7м;

V_НКТ – внутренний объём подвески НКТ 73 мм.

V_НКТ = π · d_В² / 4 · Н_НКТ , м³ (6)

V_НКТ = 3,14 · 0,06 ² / 4 · 1276 = 3,6 м³

V_Ж = 1,8 · 3,14 · 1² · 7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м³

Выдержать скважину в течении 12 часов под давлением для полной абсорбции ингибитора в породе коллектора и распределения его в порах пласта.

После этого поднять НКТ с пакером.

Спустить прежнее ГНО и пустить скважину в работу.