книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ МЕТОДОМ ЗАМЕНЫ ЖИДКОСТИ

Расчет основных параметров процесса освоения

З а д а ч а 3.4. Рассчитать основные параметры процесса ос­ воения скважины методом замены жидкости для следующих усло­ вий: глубина скважины Lc = 2000 м, глубина спуска колонны НКТ Я = 2000 м, пластовое давление рпл = 22,5 МПа. Скважина, обсаженная 168-мм обсадной колонной с внутренним диаметром DB„ = 0,1503 м, полностью заполнена глинистым раствором плотностью 1280 кг/м3. Диаметр насосно-компрессорных труб 0,060 м (внутренний диаметр dBH = 0,0503 м). Необходимо рассчи­ тать давление р3, объем жидкости V3 и продолжительность Т3 пря­ мой (жидкость закачки подается в колонну насосно-компрессорных труб) и обратной (жидкость закачки подается в кольцевой зазор между трубами) закачек. Закачка жидкости ведется агрегатом 4АН-700. Жидкость закачки — вода.

Р е ш е н и е . 1. Прямая закачка.

Рассчитать расстояние х, на которое должна подняться жид­ кость закачки (считая от забоя) в кольцевом зазоре для случая,

КОГДа Рззб — рпл-

Забойное давление в данном случае равно

где ргл, р3 — соответственно плотности жидкости глушения и за­ качки, кг/м3; Дркзгл — потери давления на преодоление гидрав­ лических сопротивлений при движении жидкости глушения в коль­ цевом зазоре на расстоянии (Я — х), Па; Дркзз — потери давле­ ния на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости закачки в кольцевом зазоре на расстоянии х, Па.

Откуда

где Лкзгл, Лкзз — соответственно градиент давления от гидравли­ ческих потерь при движении жидкости глушения и закачки в коль­ цевом зазоре, Па/м.

(D3n — dHар)

^4 кз з = ^ 2p3/[(DB„ •— 4нар) 2]

При рзаб = Рпл давление закачки р3 определяется так:

где Дртз — потери давления на преодоление гидравлических со-

81

противлении при движении жидкости закачки в насосно-компрес­ сорных трубах на расстоянии Н, Па.

Объем закачиваемой жидкости V3 рассчитываем следующим образом:

где Vr — объем насосно-компрессорных труб, м3;

где Q — подача насоса, закачивающего жидкость, м3/с.

При выборе оборудования (насосных агрегатов) необходимо знать максимальное давление закачки р3 тах. Приближенно эту величину рассчитываем следующим образом:

ние гидравлических сопротивлений при движении жидкостей глу­ шения и закачки в насосно-компрессорных трубах на расстоянии И , Па; Аркз гл — потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости глушения в кольцевом за­ зоре на расстоянии Н, Па.

2. Обратная закачка.

Рассчитать расстояние х (считая от забоя), на которое должна подняться жидкость закачки в насосно-компрессорных трубах для случая, когда рзаб = рпл.

Забойное давление в данном случае определяем

ние гидравлических сопротивлений при движении в насосно-ком­ прессорных трубах жидкости глушения на расстоянии (Н—х) и жидкости закачки на расстоянии х, Па.

Из данного выражения получаем

82

ческих потерь при движении в [насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и закачки, Па/м,

{4т0/(М в н ) — структурный режим движения,

0,012рглш2/йВн — турбулентный режим движения, Втз = ^ 2p3/(2dBH)-

При рэаб = рпл давление закачки рэ определяем так:

где Дркз, — потери давления на преодоление гидравлических

При известной подаче насосного агрегата Q рассчитываем про­ должительность закачки Та

Максимальное давление приближенно определяем по формуле

ление гидравлических сопротивлений при движении жидкости глу­ шения в насосно-компрессорных трубах и в кольцевом зазоре на

дом замены жидкости для следующих условий: глубина скважины Lc = 1750 м, глубина спуска колонны НКТ Н = 1300 м, пласто­ вое давление рпл = 17,5 МПа. Скважина, обсаженная 146-мм об­ садной колонной с внутренним диаметром DBH= 0,13 м, полностью заполнена глинистым раствором плотностью 1100 кг/м3. Диаметр насосно-компрессорных труб 0,048 м (внутренний диаметр dg„ = = 0,0403 м). Необходимо рассчитать давление р3, объем Va й про­ должительность Т3 закачки при прямом и обратном процессах.

ление гидравлических сопротивлений в кольцевом зазоре при дви­ жении жидкости глушения на расстоянии (Н—х) и жидкостй за­ качки на расстоянии х, Па.

Откуда

ческих потерь при движении жидкости глушения и закачки в коль-

83

цевом зазоре, Па/м (рассчитываются так же, как и в предыдущей задаче).

Давление р3, объем V3 и продолжительность Т3 закачки рассчи­ тываем точно так же, как в задаче 3.4 для прямой закачки.

2. Обратная закачка.

ние гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных тру­

должительность закачки рассчитываем так же, как в задаче 3.4 для обратной закачки.

З а д а ч а 3.6. Рассчитать процесс освоения скважины методом замены жидкости для следующих условий: расстояние от устья до кровли продуктивного горизонта L = 1300 м, толщина продуктив­ ного горизонта h = 25 м, глубина спуска НКТ Н = 1300 м, пла­ стовое давление рпл = 14 МПа.

Скважина, обсаженная 146-мм обсадной колонной с внутренним диаметром DBH= 0,13 м, полностью заполнена минерализованной водой плотностью ргл = 1200 кг/м3. Диаметр насосно-компрессор­ ных труб 0,048 м (внутренний диаметр dB„ = 0,0403 м). Колонна НКТ в кровле продуктивного горизонта запакерована и имеет цир­ куляционный клапан (потерями в клапане пренебечь). В качестве жидкости закачки используется нефть со следующими характери­ стиками: пластическая вязкость г) = 0,005-Па-с, предельное ди­ намическое напряжение сдвига т0 = 0,2 Па, плотность жидкости закачки р3 = 850 кг/м3.

Необходимо рассчитать давление, объем и продолжительность прямой и обратной закачки. Закачка ведется агрегатом 4АН-700.

Р е ш е н и е . 1. Прямая закачка. При рзаб = рпл

ние гидравлических сопротивлений в кольцевом зазоре при движе­ нии жидкости глушения на расстоянии (L—х) и жидкости закачки

взадаче 3.4. Аналогично определяют V3 и Т3.

2.Обратная закачка.

84

Для задач 3.4—3.7 при необходимости можно рассчитать за­ висимости р3 = f (Т3), V3 = / (Тэ), рзаб = / (Т3), задаваясь раз­ личной продолжительностью закачки Т3, и построить соответст­ вующие графики.

4. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

Воздействие на призабойную зону может преследовать две со­ вершенно различные цели. Во-первых, это рост производительности или приемистости скважин при увеличении или сохранении коэф­ фициента нефтеотдачи пласта. Во-вторых, крепление призабойной зоны, предотвращение ее разрушения. В то время, как вторая за­ дача ясна в своей постановке: нужно закрепить породу, оставив ее в то же время достаточно проницаемой, решение первой задачи оказывается сложным и противоречивым.

Продуктивные пласты неоднородны по проницаемости и их можно разделить на отдельные пропластки с различными удель­ ными коэффициентами продуктивности

При совместной эксплуатации пропластков при естественном или искусственном водонапорном режиме для достижения макси­ мального коэффициента нефтеотдачи необходимо, чтобы пропластки обводнялись одновременно, т. е. чтобы удельные коэффициенты продуктивности всех пропластков были одинаковы. Этого можно добиться, воздействуя на призабойную зону каждого из пропласт­ ков в отдельности. Но это не всегда оказывается целесообразным.

Если в (4.1) ki — проницаемость продуктивного пропластка на удалении от скважины, то коэффициент S; — показатель, обус­

зоне, нарушением линейности закона фильтрации [формула (2.5)]. Таким образом, основным параметром, который изменяется при воздействии на призабойную зону, является коэффициент 5, и для увеличения продуктивности пропластка нужно стремиться к умень­ шению S, минимальное значение которого может достигнуть — 1,5 (см. рис. 2.7), применяя методы воздействия на призабойную зону, ведущие к резкому увеличению ее проницаемости по сравнению с проницаемостью пласта. Если и в этом случае удельный коэффи­ циент продуктивности малопроницаемого пропластка остается ниже, чем у высокопроницаемого, то для выравнивания фронта вытеснения остается понижать продуктивность хорошо проницае­ мого пропластка, а это обычно ведет к чувствительному уменьше­ нию дебитов скважин.

86

Итак, даже при раздельном воздействии на призабойную зону пропластков мы не используем все возможности для увеличения коэффициента нефтеотдачи. Приблизиться к этому можно лишь при раздельной эксплуатации пропластков различными сетками скважин либо применяя оборудование для одновременной раздель­ ной эксплуатации, когда при разной продуктивности пропластков одинаковую скорость продвижения фронта вытеснения можно под­ держивать, создавая различную депрессию.

К сожалению, направленное поинтервальное воздействие на призабойную зону скважины требует больших затрат времени и средств, а воздействие на весь пласт может оказаться неэффектив­ ным не только с точки зрения повышения нефтеотдачи, но и произ­ водительности скважины.

Применение методов воздействия на призабойную зону дает наибольший эффект в процессе освоения скважины после выхода ее из бурения. Это объясняется тем, что свойства пропластков при бурении ухудшаются пропорционально их проницаемости и по­ лучается более однородный по проницаемости пласт, обычно с по­ всеместно уменьшившейся проницаемостью, но в большей степени на участках с хорошей проницаемостью. Когда призабойная зона подвергается одному из методов воздействия, то в большей степени его воспринимают хорошо проницаемые пропластки, а так как степень изменения их свойств обычно большая, то и эффект от воз­ действия получается высоким.

Во время эксплуатации в результате перетоков жидкости при остановках скважины ухудшаться фильтрационные свойства бу­ дут у пропластков с более низким приведенным пластовым давле­ нием*. Проницаемость таких пропластков может быть не самой высокой. При недифференцированном воздействии на призабой­ ную зону большему воздействию подвергаются хорошо проницае­ мые пропластки. Эффективность последующих обработок гораздо ниже, чем при обработке после освоения скважины. Она будет снижаться при каждой последующей обработке, так как пласты с низкой и все более ухудшающейся проницаемостью вследствие внутрипластовых перетоков практически не подвергаются воздейст­ вию, а эффект от. многократного воздействия на хорошо проницае­ мые пропластки все время падает.

Существующие методы воздействия на призабойную зону де­ лятся на три группы: химические, механические и тепловые. По­ следние, помимо улучшения свойств призабойной зоны, снижают вязкость нефти вблизи скважины, что увеличивает ее производи­ тельность.

Для выбора метода воздействия скважины комплексно иссле­ дуют: определяются коэффициент продуктивности, проницаемость призабойной зоны и пласта, показатель скин-эф»фекта, снимают дебитограмму ^и выявляют [пропластки, где ухудшились коллек­

* Пояснения к вопросу перетоков даны в гл. 2 при совместном исследо­ вании двух пластов.

87

торские свойства. Зная историю эксплуатации залежи и данной скважины, устанавливают причины изменения параметров,

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ КИСЛОТНЫМИ РАСТВОРАМИ

За д а ч а 4. 1. Определить необходимое количество реагентов

исоставить план обработки призабойной зоны соляной кислотой для следующих условий: глубина скважины 1600 м; вскрытая тол­ щина карбонатного коллектора h = 27 м; диаметр скважины по долоту D = 0,220 м; пластовое давление 15 МПа; пластовая тем­ пература 50 °С; коэффициент проницаемости 0,2-10-12 м2; коэф­ фициент продуктивности 50 м3/(сут-МПа); внутренний диаметр НКТ d = 0,062 м.

Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый

карбонатный пласт 15 %-ным раствором соляной кислоты из рас­ чета 1 м3 раствора на 1 м толщины пласта. Плотность кислоты при 25 °С р25 = 1134 кг/м3. В связи с близостью подошвенной воды ниж­ ние 10 м (А') продуктивного пласта не обрабатывали.

Р е ш е н и е . Необходимый объем раствора Wp = 1 (27—10) = = 17 м3.

Для определения объема товарной кислоты обычно пользуются таблицами и пересчетными коэффициентами. Методику расчета можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена ее концентрацией. При известной объемной доле кислоты ее WK

где А'к, ар объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.

При объемной доле товарной кислоты 27,5 % найдем ее объем

W K= 17-15,0 (5,09-15,0 + 999)/[27,5 (5,09.27,5 + 999))= 8,75 м».

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация из­

Если плотность кислоты определена при другой температуре, то для ее пересчета необходимо воспользоваться следующей фо - мулой:

Объем товарной кислоты

W K= 17-5,09 15,0(5,09-15,0 + 999)/[1139(1139 — 999)] = 8,75 м3.

88

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных сое­ динений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле

Г ук = ЬукГр/СуК = 3-17/80 = 0,638 м3,

где Ьк — выбранная объемная доля реагента в растворе, %; са — объемная доля товарного продукта (ингибитора).

где Ьинт — норма добавки интенсификатора, принятая равной 0,3 %. Желательно в первую половину раствора добавить 0,5 %

— 42 л, во вторую 0,1 % — 9 л.

При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4 % серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле

где 21,3 — масса хлористого бария (кг), необходимая для нейтра­ лизации 10 кг серной кислоты; ахр!хк — объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе; а — объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; 0,02 — допустимая объем­ ная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с кар­ бонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м3 объем его с учетом (4.5) определяют

Гхб = Схб/4000 = 21,3-17 (0,4-15.0/27,5 - 0,02)/4000 = 0,018 м3.

Объем воды для приготовления кислотного раствора

W B = W р — Г к — £ Греаг = 17,0 — 8,75 — 0,638 — 0,034 — 0,051 —

— 0,018 = 7,509 м3.

Порядок приготовления кислотного раствора

Наливают в мерник 7,509 м3 воды, добавляют к воде 0,034 м® ингибитора В-2; 0,638 м3 уксусной кислоты; 8,75 м3 тоц^рной со­ ляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при тем­ пературе замера. Значение соответствующей плотности рр можно найти в справочных материалах или рассчитать по формуле

W к = W рРр (Рр — 999)/[рк (р„ - 939)1,

Д л я у сл о в и й за д а ч и

Для определения рр плотность товарной кислоты нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой изме­ ряется плотность раствора.

Если замеренная плотность больше расчетной, в раствор добав­ ляют воду, если меньше, то товарную кислоту. Обычно корректи­ ровка не требуется, если нет грубых ошибок в расчетах или в до­ зировке, так как возможные погрешности при расчетах меньше, чем ошибка при замере плотности ареометром.

Затем добавляют в раствор 72 кг хлористого бария, хорошо пе­ ремешивают раствор, через 5 мин после этого добавляют 51 л интенсификатора Марвелан-К (О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2—3 ч до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-ЗОА и другие емкости.

Обработка скважины

В процессе подготовительных работ скважина промыта и за­ полнена нефтью.

1. Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закач­ кой бланкета — концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азин­ маш-ЗОА закачивают раствор СаС12 плотностью 1200 кг/м3.

Объем закачиваемого бланкета составляет

требуется 540 кг СаС12 и 0,660 м3 воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540-0,38 = 205 кг СаС12 и 0,660-0,38 = = 0,25 м3 воды. Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м с внутренним

У 'кт = 0,785с12- 1 =0,0030175 м3/м.

Объем нефти для продавки бланкета

V = Vl + V'HKTL = 0 .0 4 + 0,0030175-1600 = 4,868 м3.

,2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 1590 м, размещают и обвязывают оборудование.

90