p> м3.
Об'єм до динамічного рівня свердловини, для заповнення інгібітором, розраховують за наступною формулою, після чого закривають ліву затрубних засувку:
, (2.25)
де hд - динамічний рівень рідини в свердловині, м.
Обсяг свердловини до спуску насоса, після чого закривають засувку на викиді:
. (2.26)
За формулою (2.25):
м 3.
За формулою (2.26):
м 3.
б) Розглянемо далі скв.21. Приймемо дозування для реагенту Діфонат raquo ;, рівну в середньому 25 г/м 3, коефіцієнт А=1,5; середньодобовий видобуток води 68 м 3/сут, час захисту обладнання - 150 діб. У відповідності з рівнянням (2.21):
кг.
За вихідну концентрацію інгібітора Діфонат - 1 приймемо 2% -ний розчин реагенту. Тоді для приготування ингибирующего розчину (Vінг) буде потрібно 38,25 м 3 прісної води (виходячи з щільності води 1000 кг/м 3).
Для цього розрахунок візьмемо середню величину радіуса продавкі - 1,6 м. Внутрішній діаметр 115 мм і труби НКТ із зовнішнім діаметром 73 мм. Глибина свердловини Н=1400 м, глибина спуску насоса L=1 110 м, ефективна товщина пласта 5 м; пористість 0,25.
За формулою (2.23):
м 3.
За формулою (2.24):
м 3.
За формулою (2.22):
м 3.
За формулою (2.25):
м 3.
За формулою (2.26):
м 3.
в) Розглянемо далі скв.47. Приймемо дозування для реагенту ІСБ, рівну в середньому 5 г/м 3, коефіцієнт А=1,5; середньодобовий видобуток води 54 м 3/сут, час захисту обладнання - 150 діб. У відповідності з рівнянням (2.21):
кг.
За вихідну концентрацію інгібітора ІСБ - 1 приймемо 0,8% -ний розчин реагенту. Тоді для приготування ингибирующего розчину (Vінг) буде потрібно 6,075 м 3 прісної води (виходячи з щільності води 1000 кг/м 3).
Для цього розрахунок візьмемо середню величину радіуса продавкі - 1,8 м. Внутрішній діаметр 130 мм і труби НКТ із зовнішнім діаметром 101,6 мм. Глибина свердловини Н=1350 м, глибина спуску насоса L=1050 м, ефективна товщина пласта 5,5 м; пористість 0,23.
За формулою (2.23):
м3.
За формулою (2.24):
м 3.
За формулою (2.22):
м 3.
За формулою (2.25):
м 3.
За формулою (2.26):
м3.
Висновок
У курсовому проекті були розглянуті причини, умови утворення відкладень неорганічних солей. Накопичення сольових опадів в свердловинах і нафтозбиральних комунікаціях призводить до підвищеного зносу устаткування, порушує режим роботи свердловин, призводить до передчасних поточним і капітальним ремонтам, в підсумку до значного зниження ефективності видобутку нафти.
Одним з ефективних методів для попередження накопичення сольових опадів є оптимізація і вдосконалення існуючої системи підтримки пластового тиску (ППТ), особливо стадія підготовки води до закачування.
Показані початковий період експлуатації свердловини без відкладення гіпсу (свердловини 1880, 1926 і 7 128), що збільшується насиченість до (свердловина 1926). Розрахунки показали, що найвища насиченість вод гіпсом у вод свердловини +1880 (?=4,19). Тому пропонують розрахунок продавкі інгібіторів відкладення солей в привибійну зону пласта.
Розрахунок закачування інгібіторів в свердловину (свердловина 7) показав, що для того, щоб забезпечити захист від відкладення солей в перебігу п'ять місяців буде потрібно.
Список використаних джерел
1. Лозин Є.В. Розробка унікального Арланского нафтового родовища сходу Російської плити.- Уфа; БашНИПИнефть, 2012 - 704 с.
. Проект доразработкіАрланского нафтового родовища: Звіт/Є.В. Лозин, Е.М. Тімашов.- Уфа: БашНИПИнефть, +2002.
. Доповнення до проекту розробки Арланского родовища: Звіт.- Уфа: БашНИПИнефть, 2009. - 687 с.
. Антипин Ю....
