КРС Сб.задач

q– ускорение свободного падения, м/сек2.

1.4.6.Радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ следует определить по формуле:

где С - коэффициент инфильтрации ЖГ, 1/мин0,5;

Vo - мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до образования корки), м3/м2;

Sк- площадь поверхности контакта ЖГ с пластом (площадь перфорационных отверстий), м2;

t - время действия репрессии на пласт (время ремонта), мин.

1.4.7. Величину С для загущенной некоркообразующей жидкости определяют по формуле:

где ηэф - эффективная вязкость фильтрующейся жидкости (определяется для градиента сдвига 9 с –1, Па с)

1.4.8. Величины Vo и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой) определяются экспериментальным путем по методике. Для ЖГ при капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в пределах: для Vo = 5 ÷ 15 л/м2, для С = 0,005 ÷ 0,0005 м/мин0,5.

1.4.9. Величина Sк для скважин, законченных открытым забоем, определяется по формуле:

Для обсаженной и перфорированной скважины площадь поверхности контакта ЖГ с пластом Sк определяется по формуле:

В таблице 3 даны сведения о размерах перфорационных каналов, получаемых с использованием отечественных высокопробивных кумулятивных перфораторов.

11

1.4.10. Выбор ЖГ необходимо производить, исходя их минимальных значений коэффициента инфильтрации С.

Таблица 3 - Технические характеристики отечественных высокопробивных перфораторов.

1.5 Приведем пример оценки влияния жидкости глушения на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ.

1.5.1.Необходимая геолого-промысловая информация о продуктивном пласте, конструкции скважины и виде ремонтных работ.

Из геолого-технической документации по скважине выбрать следующие данные (таблица 4):

Информация о виде ремонтных работ используется для оценки необходимой продолжительности ведения работ на скважине Т, сут.

1.5.2.Необходимо оценить влияние на продуктивность скважины ЖГ при проведении ремонтных работ в течение 30 сут.

I.6 Расчет плотности жидкости глушения:

1.6.1 Определяем плотность жидкости глушения:

1.6.2. Определяем радиус проникновения фильтрата незагущенной жидкости глушения:

12

Таблица 4 - Расчет плотности и выбор компонентного состава жидкости глушения при производстве ремонтных работ

1.6.3. Определяем коэффициент инфильтрации жидкости глушения для загущенной некоркообразующей жидкости

13

Величины V и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой) определяются экспериментальным путем. Для ЖГ при капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в пределах: для V() =5 ÷15 л/м, для

С= 0,005 - 0,0005 = 0,5 м/мин.

1.6.4.Определяем площадь контакта (поверхность) жидкости с

пластом

S = 2 π r0 n h (l0 −rc )= 2 3,14 0,00579 20 18 (0,66 −0,0951)=7,39 м2

1.6.5. Принимаем:

Р - репрессия на пласт после глушения = 1,5 * 105 МПа;

Vд - объем долива ЖГ во время ремонта мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до образования корки) = 10 м3/м2;

С - коэффициент инфильтрации ЖГ = 0,005 м/мин0,5;

t - время действия репрессии на пласт (время ремонта) = 30 суток или

(30 * 24 * 60) мин.

1.6.6. Определяем радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ

1.6.7. Определяем величину коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений S (скин - эффект):

S = S1 + S2

1.6.8. Определяем величины коэффициентов S1 и S2 основанные на результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава

14

Тогда коэффициент дополнительных фильтрационных сопротив-

лений,

S = S1 + S2 = 0,71 + 2,2 = 2,91

Заключение: Для глушения рассматриваемой скважины с целью снижения отрицательного влияния жидкости глушения на продуктивность предпочтительно использование данной жидкости глушения с добавкой МК-3 и НТФ.

1.7 Выбор компонентного состава жидкости глушения

С целью сохранения коллекторских свойств высоконапорных продуктивных горизонтов за счет исключения необратимой кольматации пор частицами твердой фазы и предотвращения гидратации глинистых минералов в качестве ЖГ используется в основном, водный раствор хлорида кальция (СаСl2) и нитрата кальция (кальциевой селитры) плотностью до

1600 кг/м3.

Минимальной температурой кристаллизации обладают растворы с соотношением солей 1 : 1, с небольшим преобладанием Ca(NO3)2. Неочищенные рассолы плотностью 1600 кг/м3, содержащие до 1% примесей из технических солей, имеют температуру кристаллизации в пределах от - 8 до - 16 °С. Та кие же рассолы плотностью 1500 кг/м3 кристаллизуются при температуре - 33°С, а плотностью 1400 кг/м3 - при -58°С. Достаточная коррозионная инертность рассола обеспечивается введением едкого натра (Na2СО3) до значений рН=7 - 8. Если длительность ремонтных работ превышает 30 суток, то необходимо в жидкость глушения ввести 0,2 % ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза) или добавить ингибитор коррозии (0,2 %) КПИ-3.

Пример 2.

Требуется провести расчет компонентного состава ЖГ на основе смеси CаCl2 и Са(NO3)2 полученной плотностью 1277 кг/м3, если темпера-

15

тура на поверхности минус 20°С, на забое 76°С, среднегодовая температура на поверхности земли (устье) равна 0 градусов С .

1. Определяем среднюю температуру в скважине и необходимую плотность ЖГ на поверхности при 20°С:

где tз - статическая температура на забое скважины, °С; ty - температура на устье скважины, °С.

2. Определяем плотность ЖГ для условий ее приготовления на поверхности:

где ρп - плотность ЖГ на поверхности при температуре tп, кг/м3; tп - температура на поверхности земли, °С;

tcp - средняя температура в скважине, °С;

К - температурный поправочный коэффициент, определяется по со ответствующей методике 1.1. ориентировочно можно принять К = 0,68.

3. Определяем процентное содержание компонентов, обеспечивающее минимальную температуру кристаллизации жидкости:

СаС12 - 26,5 % Ca(N03)2 - 28,0 % Н20 - 45,5 %.

4. Определяем расход материалов для определения 1 м3 жидкости глушения (рассола):

= 1289 26,5 =

СaCl2 341,6 кг 100

Ca(NO3 )2 = 1289 28,0 = 360 кг 100

= 1289 45,5 =

H 2O 586,5 кг 100

по соответствующей методике определяем содержание влаги в применяе-

мых солях /1/. Находим, например, что содержание влаги в CaCl2 - 20 %, в

Са(NО3)2 – 14%.

16

5. Определяем расход солей для приготовления 1 м3 ЖГ с учетом содержания влаги в солях:

= 341,6 100 =

СaCl2 427 кг 100 −20

( ) = 360,9 100 =

Ca NO3 2 419,6 кг 100 −14

H 2O =1289 −(427 +419,6)= 442,4 кг

6. Определяем объем скважины из условия, что средняя толщина стенки эксплуатационной колонны равна 8 мм

7. Определяем необходимый объем жидкости глушения с учетом условия:

•приготовление жидкости глушения равному двойному объему скважины;

•коэффициента потерь К= 1,1

Vжг = 2 Vскв К = 2 42,6 1,1 = 93,72

8. Находим потребное количество материалов для приготовления

93,7 м3 ЖГ.

СaCl2 = 427 93,7 = 40009,9 кг;

Ca(NO3 )2 = 419,6 93,7 = 39316,5 кг;

H 2O = 442,4 93,7 = 41452,9 м3

Результаты расчета приводим в таблице 5.

Таблица 5 - Результаты расчета.

17

2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Все более распространенной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных скважин, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, стала технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технология ГРП опробована почти во всех отложениях Западной Сибири, начиная от верхнемеловых до юрских.

Одним из недостатков ГРП является то, что при распространении трещины по пласту ориентация и направление ее распространения обусловлены напряженным состоянием пород и не контролируется технологически. В результате этого трещина уходит за пределы продуктивного пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае наличия вблизи продуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению скважины. В связи с этим перед проведением ГРП рекомендуется провести глубокую кислотную обработку пласта.

В настоящее время скважины для проведения ГРП выбирают по следующим основным критериям:

•Дебит жидкости – до 10 м3/сут;

•Перфорированная мощность – не менее 3 м.;

•Обводненность – менее 30%;

•Остаточные извлекаемые запасы – не менее 70% начальных. Произведем расчет процесса ГРП (Желтов С.А., Беренблат В.М.) ис-

пользуя исходные данные (таблица 6).

Определим вертикальную составляющую горного давления Ргв

где ρп −средняя плотность вышележащих пород, кг/м3.

Горизонтальную составляющую горного давления рассчитываем по следующей формуле:

где ν = 0,3 - коэффициент Пуассона;

18

Таблица 6 - Исходные данные для расчета ГРП.

где Бр =6 - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв (определяется по графику /2/), МПа.

Давление на устье скважины при ГРП определяется

где Ртр - потери давления в системе обвязки и трубах (ориентировочно

можно принять Рнкт=0,2 МПа на 100м НКТ), МПа; Pпл = 27,0 МПа - пластовое давление.

Общий объем жидкости для проведения процесса ГРП определяется по формуле:

19

где Vжр −объем жидкости разрыва,м3; Vпр −объем продавочной жидкости ,м3;

Vп −объем жидкости песконосителя ,м3.

где к =1,3 - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб;

dвн −внутренний диаметр НКТ, м; Ннкт −глубина спуска НКТ, м.

где МП =12 т – масса песка закрепителя; КП = 0.56 т/м3 – концентрация песка в 1м3 жидкости песконосителе.

Рассчитаем число насосных агрегатов по формуле:

где Qтр ≥0,05 м3/с - требуемый расход;

QАГР =0,0225 м3/с - производительность насосной установки

20