книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

3. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта

где dx — наружный диаметр НКТ.

4. Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор

5. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть (на­ грузку 1/„) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли -пласта

VH= V'K = 5,413 м3.

6.Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1,5—2 ч.

7.Приток вызывают свабированием или с помощью компрес­ сора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.

На первый взгляд кажется, что скважина должна самозапуститься. При открытии задвижки на выкидной линии жидкость начнет поступать из пласта, но через некоторое время, после ча­ стичной замены нефти в стволе скважины продуктами реакции, приток прекратится.

После освоения скважину исследуют для определения эффектив­ ности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

Для увеличения эффективности кислотного воздействия на по­ роду желательно, чтобы активная кислота проникала на большее расстояние от скважины. Радиус обработанной зоны увеличивается с ростом скорости закачки. Кроме того, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта кислоты с оборудованием и уменьшает коррозию последнего.

Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давле­ ние, создаваемое насосом, было достаточно для продавки раствора в пласт при максимально возможной его подаче. В табл. 4.1 приве­ дены характеристики агрегата Азинмаш-ЗОА.

Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке

где Рзаб — максимальное забойное давление при продавке раствора

Рзаб = Р„л + ? -1 0 -3-86 400//( = 15 -I- 6,85-10-*-86 400/50 = 26,84 МПа,

рж — гидростатическое давление столба продавочной жидкости (нефть с плотностью 900 кг/м3)

Рж = p g ( L — h ' ) = 900-9,81 (1600— 10) 10“ « = 14*0.4; МПа,

91

рт — потери давления на трение

рт = Xt'2Lp!(2d) = 0,0221-2,272-1600-900-10_6/(2-0,062) = 1,32 МПа,

v — скорость движения жидкости по трубам

о =<7 Ю -3/(0,78542) = 6,85-10—3/(0,785*0,0622) = 2,27 м/с,

X — коэффициент гидравлического сопротивления

X =0,3164/Re0,25 ,= 0,3164/42 2220’25 =0,0221,

Re — число Рейнольдса

Re = -odp/|x = 2,27-0,062-900/(3- I0 -3) = 42 222,

р — динамическая вязкость продавочной нефти, равная 3 мПа-с. Подобные расчеты, проведенные для закачки в скважину жидко­ сти с расходом 8,48 л/с, показали, что необходимое давление на выкиде насоса должно быть 17,35 МПа. При работе агрегата на IV

скорости такое давление не обеспечивается.

Итак, при закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-ЗОА работает на III скоростй'при диаметре плунжера 120 мм. При этом давление на выкиде насоса (17,4 МПа) больше, чем необходимо для

пласта, выбрать рабочие жидкости и оценить показатели процесса

=0,3; средняя плотность пород над продуктивным пластом рп =

=2600 кг/м3; напряженное состояние пород в условиях залегания подчиняется гипотезе А. Н. Динника.

Вертикальная составляющая горного давления

Ртъ= РпgL = 2600-9,81 • 1800- 10-е = 45,91 МПа

92

В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования, вертикальной трещины.

Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В ка­ честве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтита плотностью р„= 930 кг/м3, вязкостью р = 200 мПа-с. Содержание песка принимаем с = = 300 кг на 1 м3 жидкости-песконосителя, для расклинивания тре­ щины запланируем закачку примерно 3 т кварцевого песка фрак­ ции 0,8—1,2 мм, темп закачки Q = 12 л/с, что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин [24].

При ГРП непрерывно закачивают жидкость разрыва в объеме 1 м3 и жидкость-песконоситель в объеме 9 м3, которая одновременно является и жидкостью разрыва.

Для определения параметров трещины используются формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю. П. Желтова [24]. Оценим сначала ширину трещины после закачки 1 м3 жидкости разрыва,

где Q — расход закачиваемой жидкости, t — время закачки, Г0 — объем жидкости, находившейся в трещине до гидроразрыва.

Здесь и в дальнейшем принято Va = 0. Длина трещины после закачки Гж = 1 м3:

Раскрытость трещины вполне достаточна, чтобы песок фракции 0,8—1,2 мм поступал в нее при закачке следующей порции жидко­ сти разрыва (9 м3), являющейся одновременно и жидкостью-песко-

93

Давление на забое скважины в конце гидроразрыва (после закачки 10 м3 жидкости в трещину) определим по (4.7):

Жидкость-песконоситель распространилась в трещине на рас­ стоянии от скважины, примерно равном 90 % ее длины, т. е . = = 0,9 I = 52 м.

После снятия давления трещина закрывается неполностью на интервале, в котором находилась жидкость-песконоситель. При­ нимая пористость песка в трещине после ее закрытия т = 0,3, определим остаточную ширину трещины

Проницаемость трещины такой ширины kr = 0)2/12 = 0,00192/12 = 0,3-10_ 6 м2.

Среднюю проницаемость в призабойной зоне при вертикальной

Средняя проницаемость пласта при наличии вертикальной тре­ щины будет уменьшаться с возрастанием расстояния от скважины. При ее оценке примем ширину трещины после смыкания одинаковой на любом расстоянии от скважины, а ее проницаемость неизменной. Тогда по (4.13) средняя проницаемость на расстоянии 1 м от сква­ жины будет

hi = [(3,14-2,25 — 0,0019) 0,05- Ю" 12 + 0,0019-0,3- 10-e)[/(3,14-2,25) =

= 80,7 ■10—12 м2,

а на расстоянии, равном радиусу раскрытости трещины, k 1 = = 1,79-10-12 м2.

Как видно из расчетов, в области распространения трещины сред­ няя проницаемость почти повсеместно больше, чем на два порядка превышает проницаемость пласта. Поэтому приток в скважину будет в основном происходить по трещине с направления, в кото­ ром трещина получила развитие.

Гидроразрыв будем проводить через насосно-компрессорные трубы с внутренним диаметром d = 0,062 м, изолируя продуктив­ ный пласт пакером с гидравлическим якорем.

Определим параметры ГРП.

94

Число Рейнольдса

Re = 4<3рж/(л(/р.ж) = 4 • 12• 10-3 • 1098/(3,14 • 0,062 • 0,28) = 967.

Коэффициент гидравлического сопротивления А, = 64/Re = = 64/967 = 0,066.

По Ю. В. Желтову, при наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при

Ру = Рзаб — PmgL + рт = 20,80 — 1098-9,81 -1800- Ю^6 + 25,29=26,7 МПа.

3. Рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН-700 (табл. 4.2).

Т а б л и ц а 4.2 Техническая характеристика 4АН-700

Необходимое число насосных агрегатов

N = PyQKPaQakrc) + 1 =26,7-12/(29-14,6-0,8) + 1 = 2 ,

5. Продолжительность гидроразрыва одним агрегатом при ра­ боте его на III скорости

t = (VM + V„)IQa = (10 + 5,43)7(11,6/Ю-^-60) = 22 мин.

95

5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В КОЛОННЕ ПОДЪЕМНЫХ ТРУБ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

ПРИНЦИПЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА

Решение целого ряда технологических задач добычи нефти, а именно — определение и установление рационального способа из­ влечения продукции на поверхность, определение оптимального режима работы скважин, а также выбор необходимого оборудова­ ния для его обеспечения связано с проведением гидродинамических расчетов движения многофазного потока продукции скважины в различных элементах ее конструкции и в первую очередь в ко­ лонне подъемных труб.

Вконечном итоге гидравлический расчет сводится к построению профиля давления в работающей скважине р — / (Я), который позволяет определить давление как в любой точке колонны подъем­ ных труб, так и на забое.

Вобщем виде гидравлический расчет движения газожидкост­ ной смеси в скважине сводится к решению системы уравнений, описывающих это движение.

И с х о д н ы е у р а в н е н и я д л я р а с ч е т а Уравнение движения смеси, получаемое на основе баланса ко­

Dr = DT— гидравлический диаметр трубы, равный ее внутрен­ нему геометрическому диаметру; — истинная скорость жид­ кой фазы смеси в рассматриваемом сечении потока

гоги — истинная скорость газовой фазы смеси в рассматриваемом сечении потока

шЖпр — приведенная скорость жидкости в сечении потока пло­ щадью F

фж, Vr — соответственно расходы жидкой и газовой фаз при со-

96

40 SO 120 WO 200 240 280 С1,п}щТ

Рис. 5.1. Диаграмма температурных градиентов потока <вп для различных дебитов, геотермических градиентов и размеров труб

Уравнения состояния для расчета фазовых переходов, физи­ ческих и расходных характеристик фаз.

Фазовые переходы определяются с учетом давления насыщения по (1.26).

Физические свойства фаз рассчитывают соответственно: газа — по (1.17—1.25); нефти — по (1.27—1.48); воды — по (1.49—1.65); водонефтяной смеси — по (1.66—t—1.90).

Уравнения, замыкающие систему, представляют собой соотно­ шения для истинной объемной доли газа в смеси <рг и коэффициента гидравлического сопротивления Хсм, конкретный вид которых оп­ ределяется структурной формой потока.

Учитывая, что интегрирование уравнения (5.1) в пределах всей длины колонны подъемных труб практически невозможно, расчет движения газожидкостной смеси можно вести, используя способы численного интегрирования по шагам изменения давления или длины подъемных труб. Расчет по шагам изменения давления пред­ почтителен, так как позволяет избежать последовательных при­ ближений, неизбежных при втором варианте расчета, т. е. расчет сводится к вычислению интеграла

Р г

J dp

Pi

де р х и р 2 — начальное и конечное значения давления.

98

2. Составляем ряд последовательных значений давления в точ­ ках (сечениях) подъемной колонны, расположенных ниже устья скважин, для чего разбиваем общий диапазон изменения давления (Ркон —Ру) на равные интервалы Ар, которые должны быть ориенти­ ровочно в пределах 10 % от ожидаемого конечного давления ркон* на участке колонны подъемных труб, где движется газожидкостная смесь. Число интервалов определяем по формуле

i= i

аих общее число п = N + 1.

3.Рассчитываем температурный градиент потока по (5.10) и по (5.9) определяют температуру на устье скважины Ту.

4.Определяем температуру потока T it соответствующую за­ данным давлениям р,- по (5.14).

5.Используя данные исследования глубинных проб нефти или расчетные зависимости, приведенные в первом разделе, определяем физические свойства газа, нефти, воды и водонефтяной смеси при соответствующих термодинамических условиях (pit Г;).

6.Рассчитываем расходные параметры газожидкостного по­ тока QX i и VTi при соответствующих термодинамических условиях

объем выделившегося из нефти газа, приведенный к нормальным условиям (1.27); г,- — коэффициент сверхсжимаемости газа'\1.19).

и газовой фаз, а также скорости потока газожидкостной смеси

8. Оцениваем параметры для определения структуры газожид­ костного потока (если она предусмотрена методикой расчета). Та­ кими параметрами в зависимости от метода расчета могут быть без­ размерные скорости газа и жидкости шгб (шжб), критерий Рей-

* Конечное давление на участке движения газожидкостного потока оп­ ределяется в зависимости от способа эксплуатации скважины из соотношения давлений на забое р 3вб (фонтанная скважина), на выкиде насоса рвн (на­ сосная скважина), в точке ввода газа рвг (газлифтная скважина) и давления насыщения нефти ркас:

В любом случае общий диапазон изменения давления ориентировочно может быть определен как (рНас—Ру)- Изменение числа интервалов N при этом практически не скажется на точности расчета кривой р = f (Н).

100