Технологический расчет закачки полимерных растворов Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

The scientific heritage No 40 (2019) 23

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЗАКАЧКИ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ

Досказиева Г.Ш.

профессор, кандидат технических наук Некоммерческое Акционерное общество Атырауский университет нефти им. С. Утебаева

Имангалиева Г.Е. профессор, кандидат технических наук Некоммерческое Акционерное общество Атырауский университет нефти им. С. Утебаева

Тулегенова О.Ш. профессор, кандидат технических наук Некоммерческое Акционерное общество Атырауский университет нефти им. С. Утебаева

TECHNOLOGICAL CALCULATION OF THE INJECTION OF POLYMER SOLUTIONS

Doskaziyeva G.

professor, candidate of technical Sciences Non-profit yoint Stock Company «Atyray University of oil and gas S. Utebaev»

Imangaliyeva G. professor, candidate of technical Sciences Non-profit yoint Stock Company «Atyray University of oil and gas S. Utebaev»

Tulegenova O. professor, candidate of technical Sciences Non-profit yoint Stock Company «Atyray University of oil and gas S. Utebaev»

Аннотация

В данной статье рассмотрено улучшение параметров пласта, в результате применения полимерных растворов.

Аbstract

This article discusses the improvement of reservoir parameters as a result of the use of polymer solutions.

Ключевые слова: нефть, пласт, коллектор.

Keywords: oil, reservoir, collector.

Расчетная модель включает следующие элементы, с ответствующими распределениями давления и температуры [1-3].

1. Продуктивный пласт: Этот элемент оказывает существенное влияние на распределение давления в системе закачки и меньшей степени на изменение температуры. Характеризуется пластовым давлением рпл (Па) , радиусом контура нагнетания гнаг (м) , забойным давлением рзаб (Па) , радиусом скважины гзаб (м), коэффициентом приемистости пласта (призабойной зоны пласта -ПЗП)- К (кГ / с.Па) . Температурный режим определяется теплообменом между пластовой системы (порода, пластовые флюиды), закачиваемой технологической жидкости.

Для условий достаточно длительной и постоянной закачки давление р заб можно определить по формуле Дюпюи:

M /нпл

Р заб = Рпл +"¿Г — (1)

K №ппл

где М - подача (темп закачки), кГ / с,

№ннл = №н (Спол; Т пл ), №ппл = №п (Т пл ) - вязкость нагнетаемой и пластовой жидкости соответственно, Па.с,

Тпл - пластовая температура,0С.

В расчетах используются экспериментальные графические зависимости:

/н =/н (Спол';Т) , /п = /п (Т)

спол - массовое содержание раствора полимера в %, средняя температура в соответствующих элементах 0С.

2. Забойный участок. Этот элемент представляет собой канал между продуктивным горизонтом и нижним сечением насосно-компрессорных труб (НКТ). Характеристики: диаметр участка Dобc (м) , который равен внутреннему диаметру обсадной колонны, длина участка Ьзаб (м) , давление в нижнем сечении рзаб (Па) , давление в верхнем сечении рнкт (Па) . Температурный режим обуславливается процессом теплопередачи через обсадную колонну в окружающую среду. В конкретных случаях этот элемент можно исключить из рассмотрения, полагая Ьзаб =0. Давление на устье скважине определяется по законам гидростатики:

Рнкт = Рзаб - ЕР^заб + 08\ЛобМ 2 £заб (2)

Р^обс

где g - ускорение свободного падения g =9.81

м 2

■2/ с

р - плотность нагнетаемой жидкости, кГ / м3,

Яобс=Я(м , М> °обс, К), м =м„ (споЛ;То.тр)

Т ст - средняя температура подводящего трубопровода,

Я(р,,М, d, кш ) - коэффициент гидравлического сопротивления забойного участка, величина которого зависит главным образом от вязкости среды, а также от скорости потока, диаметра и шероховатости труб (который принимается одинаковым всюду).

Для турбулентного режима течения потока нагнетаемой жидкости можно принимать: /■ л _ . , \ 0.2

Л = 0.067

124ф + 2k и

M

D

(3)

3. Насосно - компрессорные трубы (НКТ). Влияет на изменение давления и температуры потока. Определяющие параметры: внутренний диаметр НКТ О (м) , длина Ь (м) , давление в верхнем сечении руст, давление в нижнем сечении

рнкт , Температурный режим устанавливается процессом теплопередачи через НКТ, через кольцевое пространство и через обсадную колонну в окружающую среду. Давление р^ст определяется по формуле:

Рст = Рнкт - Р + 0.81 ХНК"М Ь (4)

PD5

При отсутствии элемента 2, для вычисления давления используется формула:

Руст = Рзаб - Р + 0.81 Л"К'МЬ (5)

4. Наземный участок. Этот участок представляет собой наземный или надземный рельефный трубопровод, который при прискважинной схеме можно рассчитывать как строго горизонтальный, а при схеме закачки через КНС следует учитывать профиль трассы и конечные отметки. Определяющие параметры: внутренний диаметр трубопровода

, длина трубопровода Ь , давление в начале

тр>

трубопроводе рнаг , давление в конце трубопровода руст, разность геодезических отметок устья

Az = z„,„ — z„

скважины и силового агрегата — -скв -агр.

Температурный режим трубопровода обуславливается процессом теплопередачи через трубопровод в окружающую среду (атмосфера либо окружающий грунт).Давление в конце трубопровода pнаг определяем по закону стационарной гидродинамики:

Я М2 L

Раг = Рут + Р + 0.81 Т (6)

PDт

5

тр

где Ятр = Я(ММ, °тр, кш ) . 5. Силовая группа. Характеризуется в основном от типа используемых насосов. Давление разгона определяется по известному закону гидравлики:

где Янкт М, кш ) >

М2 =Мн (Спол;Та.скв.) > Тс.скв. - средняя температура в скважине (НКТ), определяемая по формуле:

Тссв = (То.с + Тн.с + Тпл )/3 где Тос - температура окружающей среды (атмосферы или грунта)

Тн с - температура нейтрального слоя нагнетаемой в трубопроводе жидкости, 0С.

рпл - р«с - (Ьзаб + Ь -Аг + Н0)8Р + (Рн

Р разгнаг = Рвс + gH оР + gH1M + gH 2

M2 Р

(7)

где рвс - давление на высасывающей линии,

Па, Н0, Н, Н - параметры основной характеристики насоса напор - объемная подача, размерности, которых соответственно, м,с/м2,с2 /м5, эти параметры зависят от вязкости перекачиваемой жидкости. Требуем выполнения условию непрерывности (увязки) давления в начальном сечении трубопровода: Это условие дает:

.„ 0 . 81М2 г 5

л / КИппл - gH1) +-(ЯобсЬзаб / Ообс +

Р

Я Ь /О5 + Я Ь/О5 - 1.23еН,) =0 (8)

тр тр тр нкт о 2 / V"/

С учетом зависимости Я от М, можно показать что равенства (8) дает кубическое уравнение относительно величины подачи М

6. Подпакерное пространство представляет собой кольцевое пространство межу наружной поверхностью. Нижнее НКТ и внутренней поверхно-

стью обсадной колонны сечение этого пространства совпадает с нижнем сечением НКТ, а нижнее сечение определяется глубиной установки разобщающего устройства. Определяющие параметры: длина подпакерного пространства Ьпп, внутренний диаметр кольцевого пространства, т.е. наружный диаметр НКТ О , внутренний диаметр обсадной

колонны

D,

б с. в

давление в нижнем сечении

рнкт, давление в верхнем сечении участка, т.е.

давление подпирающее пакер снизу рниз.

7. Надпакерное пространство представляет собой кольцевое пространство межу НКТ и обсадной колонной, нижнее сечение которого совпадает с пакером, а верхнее - с устьем скважины. Определяющие характеристики: длина надпакерного про-

странства

L

внутренний диаметр DHap, внеш-

ний диаметр Вобсвн, давление в нижнем сечении

Реерх, давление в верхнем сечении рзатр. В надпа-

керном пространстве может находится другая жидкость (вода систем ППД, специальная жидкость, предназначенная для создания давление в надпа-керном пространстве).

8. Разобщающее устройство характеризуется

двумя основными параметрами: давлением (рниз)

и давлением (р ж). Разность этих давлений, равно

как их абсолютное значение и ограничение по температуре, служат основными исходными параметрами для выбора пакерного устройства.

Подпирающее давление на пакер вычисляется по формуле:

или

Рниз - Рнкт ' - gpL пп Рниз - Рнкт - gP(L - 4п ) (9)

Давление на пакер сверху определяется по формуле

Реерх = Рзатр + gPL»n (10)

Совместное решение уравнения (9) и (10), находим Ар:

АР - Рпл - Р

М

затр ^

^ - gp(L + L^) + 0 L-

№ппл PDqöc

(11)

Предварительно определяется массовый расход (темп подачи) технологической жидкости. С помощью представленных формул произведены расчеты при следующих исходных данных:

Коэффициент продуктивности К, (кГ/с.Па) -2.10-7

Пластовое давление рпл, МПа 22 Диаметр НКТ В, м 0.075 Диаметр подводящего трубопровода м

тр>

0.075

Длина подводящего трубопровода Ьт , м

5000

Глубина расположения границы продуктивного горизонта, м 2000

Мощность продуктивного слоя, м 500 Отметка устья скважины гскв, м 100

Отметка агрегата гагр , м 90

Тип агрегата ЗЦН6-500-700 Коэффициенты эмпирической зависимости (3.21)

Для раствора с массовым содержанием

Спол = 0.04%:

Н0, м 1005 Н, с/м2 27.103 Н2, с2/м5 12.106

Для раствора с массовым содержанием

Спол = 0.1%:

Н0, м 900

Н, с/м2 5.103 Я2, с2/м5 21.106

Давление всасывающей жидкости рвс, мПа

0.35

Коэффициент шероховатости труб кш мкм 50 Средняя температура раствора в подводящем трубопроводе Тстр, 0С 5

Плотность закачиваемой среды р, кГ/м3 1040 Расчеты проводились при следующих допущения: плотность раствора во всех элементах системы закачки одинакова и постоянна, вязкость полимерного раствора является функцией температуры и содержание реагента с использованием графической зависимости ¡Лн = ¡Лн(спол;Т) Результаты

расчетов для различных глубине спуска НКТ Ь представлены в таблице 1.

Расчеты показывают, что при использовании раствора с массовым содержанием 0.04 % заданный темп закачки может быть обеспечен одним центробежным агрегатом. Закачка раствора с повышенной концентрации (0.1 %) требует использования несколько последовательно соединенных агрегатов. Дополнительный прогрев пластовой системы, например от 20 0С до 50 0С при той же мощности агрегата позволяет увеличить темп подачи в два раза. С ростом глубины спуска НКТ темп подачи раствора также растет, но при этом требуется также увеличивать мощность агрегата. Здесь обнаруживается положительный эффект значительного роста темпа подачи с незначительным увеличением мощности агрегата. Так, например, при температуре пластовой системы 35 0С и спуска НКТ на глубине 2000 м (на уровне верхней границе продуктивного горизонта) требуется агрегат, разгоняющий раствора (спол = 0.04%) с давлением 32.7 МПа. Если

спустить НКТ до нижней границы горизонта, то относительное увеличение темпа подачи и давление разгона агрегата составляет, соответственно, 53 % и 15 %

Таблица 1.

Расчеты параметров пласта для различных глубинах спуска НКТ с = 0.04% ^(0.04;20) = 2.7мПа.с ^(0.04;5) = вмПа.с

T °г T ПЛ C 2° 35 5°

мПа.с 2.7 1.8 1.2

L м 2°°° 22°° 25°° 2°°° 22°° 25°° 2°°° 22°° 25°°

М кГ / с 1.63 1.98 2.5 2.35 2.84 3.52 3.25 3.87 4.71

Рзаб МПа 3°.8 32.7 35.5 3°.4 32.2 34.7 29.8 31.3 33.3

Р устМПа 1°.2 1°.1 9.94 9.96 9.7 9.22 9.4 8.89 8.°

Р нагМПа 1°.5 1°.4 9.4 1°.3 1°.2 9.92 1°.° 9.7 9.1

с = 0.1% ^(0.1;20) = 8мПа.с ^(0.1;5) = 18мПа.с

T °C T пл C 2° 35 5°

мПа.с 8 4.8 4

L м 2°°° 22°° 25°° 2°°° 22°° 25°° 2°°° 22°° 25°°

М кГ / с °.49 °.62 °.8 °.81 1.32 3.52 °.96 1.2 1.56

Рзаб МПа 29.8 32.° 35.5 29.8 31.7 34.6 29.7 31.6 34.6

Р устМПа 9.24 9.27 9.23 9.°6 9.°8 8.97 9.1 8.97 8.87

Р нагМПа 9.37 9.4 9.4 9.24 9.24 9.2 9.3 9.2 9.°7

Из анализа табличных данных следует, что для рассматриваемых темпов подачи наименьшее давление закачки имеют растворы поверхностно- активных веществ. С ростом темпа подачи увеличение величины необходимого давления для ПАВ и ПАА незначительное, заметный рост наблюдается для АСК. Имеет место аномалия: при некоторых значениях скорости подачи, вязкости пластовой жидкости и нагнетаемой нагнетание АСК может быт реализовано при низких давлениях закачки как это видно из таблицы: рнаг =7.13 МПа при М=1 кГ/с, ¡Лпл= 1.0мПа.с и рнаг =12.3 при, М=3 кГ/с

цпл = 2.0 мПа.с

Список литературы

1. В.Н. Глущенко, В.А. Мордвинов Совершенствование технологии кислотной обработки пластов. Наука - производству. 2002 №4(59) с.33-43

2. В.Р. Сыртланов, А.И. Корабельников Моделирование закачки нефти полимеров для повышения нефтеотдачи: проблемы и особенности// Нефтяное хозяйство. 2002, №6, с41-44

3. Л.А. Магадова, М.А. Силин, Э.Ю. Тропин,

A.В. Джабраилов, Р.С. Магадов, В.Н. Мариненко,

B.Б. Губанов, К.И. Зайцев. Кислотная композиция «Химеко-ТК-2» для низкопроницаемых терриген-ных коллекторов //Нефтяное хозяйство, №5, 2003. с.80-82