Приймаємо, що тиск закачки дорівнює тиску при мінімальній подачі агрегату ЦА-400 і робочому тиску компресора, тобто Pзак = Pком = 8 МПа. Тоді середній тиск в стовбурі свердловини при проведені СПКО

МПа

Середня температура в стовбурі свердловини

; = 293 К; К

Коефіцієнт надстисливості газу при Pсер і Tсер Zсер = 0,898

Витрата газу при стандартних умовах

(6.10)

qагр – мінімальна подача агрегату, qагр = 6,6*10-3 м3/с

- ступінь аерації при стандартних умовах.

м3/с

Витрата газу при Pсер і Tсер

м3/с (6.11)

м3/с

Об’ємний газовміст

(6.12)

Для пінних систем приймаємо, що об’ємний газовміст в дорівнює істинному газовмісту ц.

Густина 12% розчину HCl згідно [19] дорівнює ср = 1115 кг/м3

Густина газу при Pсер і Tсер:

кг/м3 (6.13)

г – відносна густина газу, г = 0,603

кг/м3

Густину піни ми визначимо за формулою:

кг/м3 (6.14)

ц – істинний газовміст, ц = 0,31

кг/м3

Швидкість руху піни по НКТ визначимо за формулою

м/с (6.15)

qг – витрати газу при Рср та Тср, м3/с;

qагр – подача агрегата, м/с.

м/с

Втрати тиску на тертя визначимо по формулі Дарсі-Вейсбаха:

, МПа (6.16)

- коефіцієнт гідроопору.

При русі пінних систем приймають, що . Приймаємо

= 0,027.

МПа.

Час проведення процесу СПКО визначимо за формулою

хв. (6.17)

с.

Об’єм протискуючої рідини визначаємо за формулою:

, м3 (6.18)

м3.

В якості протискуючої рідини беремо конденсат.

В додатку 3 приведена програма і результат розрахунку СПКО на ЕОМ.

2.5. Проектування глушіння та освоєння свердловини.

Перед проведенням спиртопінокислотної обробки, свердловину необ-хідно заглушити, тобто створити протитиск на пласт з метою припинення припливу газу до вибою свердловини.

Глушіння будемо проводити методом „прямої” промивки до виходу циркулюючої рідини на поверхню і вирівнювання густин вхідного і вихідного потоку.

Параметри свердловини: глибина свердловини H = 1644 м, пластовий тиск Pпл = 2,65 МПа.

Свердловина обладнана обсадною колоною Dзовн = 168,3 мм. Зовнішній діаметр НКТ dзовн = 0,062 м.

Для глушіння рекомендують використовувати пінні трьохфазні системи. Це дасть змогу запобігти нагнітанню рідини глушіння в пласт. В склад рідини входить вода, бектинітова глина і ПАР сульфанол. Для приготування 1 м3 піноутворюючої рідини необхідно: 900-940 л води; 100-150 кг бектинітової глини і 7-15 кг ПАР сульфанола. Концентрація сульфанола 0,5-1%. Густина піноутворюючої рідини 880 кг/м3. Глушіння свердловини проводять шляхом прокачки піноутворюючої рідини під тиском 10-15 МПа при відкритій засувці на затрубному просторі і шлейфі.

Перевіримо, чи правильно підібрана густина рідини глушіння

, кг/м3 (6.19)

- густина рідини глушіння, кг/м3;

Рпл – пластовий тиск, Па;

H – глибина свердловини, м.

кг/м3

Отже робимо висновок, що стовп рідини густиною 880 кг/м3 заглушить свердловину.

Після проведення СПКО свердловину необхідно освоїти, тобто провести роботи, метою яких є отримання промислового припливу газу. Так як ми бачимо родовище і його показники, то для освоєння свердловини рекомендується використовувати метод освоєння з допомогою пін.

При використанні піни для освоєння свердловин в значних межах регулюється її густина. Це створює сприятливі умови для її протитиску на пласт. Для освоєння будемо використовувати двофазну піну, що складається з водного розчину ПАР і газу. В якості ПАР рекомендується використати сульфанол 0,7% концентрації (на 1 м3 води – 7 кг сульфанола).

Для здійснення процесу освоєння необхідні цементувальні агрегати ЦА-400 і компресор УКП-8-80. В нагнітальну лінію свердловини цементувальним агрегатом подають водний розчин ПАР, а компресором – газ. В аераторі водний розчин ПАР змішується з газом і утворена піна закачується в свердловину.

Основним питанням при проектуванні освоєння свердловини пінами, є визначення тиску закачки піни при прямій і зворотній закачці.

Визначимо істинний газовміст піни при нисхідному і висхідному потоці. Для цього скористаємось формулою

(6.20)

Р – максимальний тиск газу в компресорі УКП-8-80, Р = 8 МПа;

Тср –середня температура в свердловині, Тср = 309,69 К;

Z – коефіцієнт надстисливості газу при Р і Тср, Z = 0,8789;

а – ступінь аерації при Р і Тст, ; (6.21)

апл – ступінь аерації в пластових умовах, aпл = 1;

При нисхідному потоці – необхідно брати знак „+” , а при висхідному - ,,-“.

Отже, істинний газовміст піни при нисхідному потоці

Істинний газовміст піни при висхідному потоці

Густину піни визначимо за формулою:

кг/м3; (6.22)

р – густина води. Вважаємо, що для отримання водного розчину ПАР використовується технічна вода з густиною р = 1000 кг/м3;

г.ст – густина газу при стандартних умовах, г.ст = 0,57 кг/м3.

Густина піни при нисхідному потоці:

кг/м3.

Густина піни при висхідному потоці:

кг/м3.

Витрати піни визначимо за формулою:

м3/с (6.23)

Qв – витрата води м3/с.

Воду закачують агрегатом ЦА-400; Qв = 6,6*10-3 м3/с.

м3/с.

Визначимо швидкість руху піни в НКТ і в кільцевому просторі за формулами:

; м/с (6.24)

Dвн – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, Dвн = 0,146 м;

dзовн – зовнішній діаметр НКТ, dзовн = 0,073 м.

dвн – внутрішній діаметр НКТ, dвн = 0,062 м.

Швидкість руху піни в НКТ.

м/с

Швидкість руху піни в кільцевому просторі.

м/с

Визначимо градієнт втрат тиску в трубах і в кільцевому просторі від ваги гідростатичного стовпа піни при нисхідному і висхідному потоці.

(нисхідний потік) Па/м;

(висхідний потік) Па/м;

(нисхідний потік) Па/м;

(нисхідний потік) Па/м;

Визначимо градієнт втрат тиску на тертя в трубах і в кільцевому просторі при нисхідному і висхідному потоці.

(нисхідний потік) Па/м; (6.25)

(висхідний потік) Па/м; (6.26)

Градієнт втрат тиску на тертя в трубах і в кільцевому просторі:

(нисхідний потік) Па/м; (6.27)

(висхідний потік) Па/м; (6.28)

- коефіцієнт гідравлічного опору. Для пінних систем приймаємо:

= 0,027

Па/м

Па/м

Па/м

Па/м

Тиск при прямій закачці визначаємо за формулою:

МПа (6.29)

L – глибина спуску НКТ, L = 1586 м;

Рг.кп – тиск на гирлі свердловини в кільцевому просторі;

Тиск при зворотній закачці:

МПа (6.30)

В наступному (рис. 6.1.)

1)