Материал: Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти

Так как 0,69 больше чем 0, то есть условия для образования комплекса карбоната кальция.

Для прогнозирования вида отложения методом главных компонент исходные признаки следующие

Х1 = 1177 (Хmax 1 = 1190) Х 6 = 0,002 (Хmax 6 = 0,0919)

Х2 = 0,710 (Хmax 2 = 3,187) Х 7 = 0,03 (Хmax 7 = 0,062)

Х3 = 0,109 (Хmax 3 = 0,567) Х 8 = 0,512 (Хmax 8 = 2,78)

Х4 = 88,00 (Хmах 4 = 22,800) Х 9 = 0,78 (Хmaх9 = 2,94)

Х5 = 2,553 (Хmax 5 = 18,24)

Расчет Аi произведем по формуле (2.10)

А1 = 1126 / 1190 = 0,946. А 6 = 0,003 / 0,0919 = 0,033.

А2 = 0,550 / 3,187 = 0,173. А 7 = 0,008 / 0,062 = 0,129.

А3 = 0,183 / 0,567 = 0,323. А 8 = 0,512 / 2,78 = 0,184.

А4 = 10 / 22,8 = 0,439. А 9 = 0,78 / 2,94 = 0,265.

А5 = 3,648 / 18,24 = 0,2.

Значения собственных векторов Ui определены по результатам лабароторных исследований и приняты следующие значения в зависимости от собственных чисел λi (таблица 10).

Таблица 10

Значения собственных чисел λi и векторов Ui.

Подставим найденные значения Аi и значения Ui в формулу (2.9), получим значения главных компонент, по которым и прогнозируется вид осадка

= 0,98 ∙ 0,2 + 0,222 ∙ 0,42 + 0,19 ∙ 0,48 + 0,386 ∙ 0,29 + 0,14 ∙ (-0,22) + +0,022 ∙ 0,44 + 0,48∙ 0,44 + 0,21 ∙ 0,04 + 0,23 ∙ (-0,14) = 0,5592 = 0,98 ∙ (-

0,31) +0,222 ∙ 0,46 + 0,19 ∙ (-0,26) + 0,386 ∙ 0,59 + 0,14 ∙ 0,37 + +0,022 ∙ (-0,29) + 0,48 ∙ 0,03 + 0,21 ∙ (-0,14) + 0,23 ∙ (-0,19) = - 0,035

Согласно правилу, введенному по обработке скважин по данной методике получим, что в скважине 7998 вероятность появления карбонатных солей и сульфида железа (3-ий вид) более 75%, так как первая компонента Z1 равная 0,542 менее 0,6, а вторая главная компонента Z2 входит в промежуток от минус 0,3 до 0.

Таким образом, на основе полученных данных по определению ионного состава попутно добываемой воды скважины 7998 можно сделать вывод, что появилась возможность образования 3-его вида комплексного осадка, а именно карбонатосульфидоуглеводородные отложения.

Расчет обработки скважины по предотвращению и удалению комплексного осадка с сульфидом железа

Согласно спрогнозированному виду отложений рекомендуется обработка скважины композицией, содержащей ингибитор солеотложений активизирующую добавку и бактерицид для следующих условий: глубина скважины 1415 м; эффективная толщина пласта 5 м; дебит скважины по жидкости 75 м3/ сут.; обводненность 94%; диаметр обсадной колонны 0,109 м; наружный диаметр НКТ 0,073 м; коэффициент пористости породы пласта

0,22; коэффициент продуктивности пласта 50 м3/(сут.∙МПа); пластовое давление 10,5 МПа.

До начала проведения мероприятия очистим скважину от АСПО и механических примесей известными методами. Далее производится очистка ПЗП от образовавшихся осадков путем закачки в пласт 5% раствора соляной кислоты, объем которого рассчитаем по формуле

р = Vуд. ∙ h, (3.14)

где Vр - объем 5% раствора кислоты, м3;уд. - объем раствора соляной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала, м3 / м;- эффективная толщина пласта, м.

В среднем Vуд. берут от 0,2 до 0,8 м3 / м, в нашем случае примем 0,6м3 /м.

р = 0,6 ∙ 5 = 3 м3.

Объем товарной соляной кислоты Vк, необходимый для приготовления 3 м3 5% раствора рассчитывается по формуле

к = Vр ∙ Хр ( 5,09 ∙ Хр + 999) / [Хк (5,09 ∙ Хк + 999)], (3.15)

где Хр, Хк - соответственно объемные доли кислотного раствора и товарной соляной кислоты, %

Vк = 3 ∙ 5 (5,09 ∙ 5 + 999) / [27(5,09 ∙ 27 + 999)] = 0,5 м3

К этому раствору необходимо прибавить 2,5 м3 воды.

После выдержки кислоты в интервале перфорации, ее продавливают в пласт в объеме затрубного пространства

затр = 0,785(D2 - D2НКТ )∙ L, (3.16)

где D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;НКТ - наружный диаметр НКТ, м;- длина НКТ, м.

затр = 0,785(0.1092 - 0.0732НКТ )∙ 1415 = 7,28м3.

Далее готовится расчетное количество активизирующей добавки и ингибитора солеотложения по формулам (3.7) и (3.12)

ад = 0,6 ∙ 70,5 = 42,3 кг.

Неравномерный коэффициент выноса ингибитора из пласта принимается 1, оптимальная дозировка ингибитора солеотложения Дифоната - 50 мг/л, защитное время оборудования от образования солеотложения от 150 до 200 сут., примем 180 сут. Тогда расчетное количество ингибитора солеотложения составит

ин = 1 ∙ 50 ∙ 70,5 ∙ 180/1000 = 634 кг.

Количество пресной воды необходимое для приготовления 5% раствора ингибитора рассчитывается по формуле

Vв = Gин(100 - w)/w

где w - объемная доля ингибитора солеотложения в %. в = 634(100 - 5) / 5000 = 11,9 м3

Растворы активизирующей добавки, в качестве которой взяли аммиачную селитру, и ингибитора солеотложения тщательно перемешиваются и продавливаются в пласт.

Необходимый объем продавочной жидкости рассчитывается по формуле

Vпрод.ж. = Vзатр + 3,14 ∙ m ∙ r 2 ∙ h , (3.17)

где m- коэффициент пористости породы пласта;- радиус проникновения ингибитора в пласт, м..

Радиус проникновения ингибитора в пласт принимается 2 м. прод.ж. = 7,28 + 3,14 ∙ 0,22 ∙ 22 ∙ 5 = 21,1 м3

На завершающем этапе закачивают в скважину 1,0% раствор бактерицида в объеме 10 м3.

кг - 1 кг кг - 100 кг

Расход бактерицида составит 100 кг.

Подберем и рассчитаем режим работы оборудования. Для нашей обработки выберем насосный агрегат Азинмаш - 30 А и 4 автоцистерны АЦН

-11 - 257.

Всоответствии с требованиями к обсадным колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа. Таким образом, надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, чтобы давление на устье было меньше разницы между допустимым и гидростатическим давлениями

у < 25 - Pгидр, (3.18)