Расчёты в добыче нефти

где Р стр — страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности Д, равна 1,59 МН; G — усилие затяжки при обвязке обсадной колонны (берется по данным бурового журнала), равное 0,5 МН; k — запас прочности, который принимаем рав­ ным 1,5.

Следовательно, давление на устье скважины (16,95 МПа) ниже допустимого для принятых труб из стали группы прочности D (при толщине стенки 12 мм трубы испытываются на внутреннее давление 53,1 МПа). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления разрыва ГРП осуществляем непосредственно через колонну обсадных труб.

Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины (с учетом есте­ ственной трещиноватости), темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м3. Для данной скважины принимаем средний объем Уп = 7,5 м3 нефти.

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости (вязкость, фильтруемость и пескоудерживающая спо­ собность), количества закачиваемого в пласт песка и его кон­ центрации. Общее количество песка определяется суммарным объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету, а поэтому нельзя определить расчетом количество потребного песка. По данным отечественной и зарубежной практики рекомен­ дуется принимать 8— 10 т песка и больше на одну скважину.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконо­ сителя и темпа ее закачки. Рекомендуется принимать следующую концентрацию песка: для нефти вязкостью более 5 сПа-с 150—

151

300 г/л, а для загущенных нефтепродуктов вязкостью до 25 сПа-с 300—500 г/л.

Принимаем С = 300 г/л или 0,3 т/м3.

При этом условии объем жидкости-песконосителя

При закачке рабочей жидкости непосредственно по обсадной колонне можно за один прием ввести в пласт в несколько раз больше песка, чем при закачке ее через насосно-компрессорные трубы.

Емкость обсадных колонн и количество находящегося в них песка приведены в табл. V II 1.2. Как видно из этой таблицы, ем­ кость 168-мм обсадной колонны длиной 2000 м составляет 36 м3, а принятое количество .жидкости-песконосителя — 26,7 м3.

Чтобы на забое скважины не осталось части песка, объем продавочной жидкости следует принимать на 20—30% больше объ­ ема колонны, по которой закачивается песок. Избыточный объем

152

продавочной жидкости должен закачиваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттеснения песка и смыкания трещин вблизи стенок скважины. Необходимый объем продавочной жидкости

где с — эмпирический коэффициент, зависящий от горного давле­ ния и характеристики горных пород, который для скважины глу­

Проницаемость горизонтальной трещины определяется по фор­ муле

153

него расстояния между двумя соседними скважинами, прини­

Как видно из этого расчета, при наличии только одной гори­ зонтальной трещины шириной 0,1 см значительно увеличивается проницаемость призабойной зоны и как бы в два раза повышается проницаемость всей дренажной системы пласта. В этих условиях фактически вся жидкость фильтруется по трещине.

I Так как потери напора в трещине ничтожно малы, можно при­ нять, что максимальный дебит скважины после гидравлического разрыва с образованием в призабойной зоне горизонтальных или вертикальных трещин можно найти по формуле Дюпюи

где Q — максимальный дебит, м3/с; £д. с — проницаемость пласта (дренажной системы) после гидроразрыва; h — эффективная мощ­ ность пласта; Ар — депрессия на забое, Ар = рг[Л— р3,р = = (15 — 12) 10е= 3 МПа; р — динамическая вязкость нефти, которая равна 1 сПа-с.

154

С учетом указанных величин по формуле (VII 1.9) получим

Ю-2.2,3 U -= £-

0,7

=46 м3/сут = 43,7 т/сут.

При ГРП жидкость закачивается по обсадной колонне при давлении на устье 16,95 МПа при помощи цементировочных агре­ гатов ЦА-320М. Для принятого темпа закачки жидкостей (q = = 15 л/с) необходимое число насосных агрегатов при одном резерв­ ном составит

Для максимального снижения потерь напора во всасывающей части насоса при закачке вязких жидкостей с песком и для полу­ чения номинальной подачи необходимо, чтобы на приеме насосных агрегатов был напор в 0,1—0,2 МПа.

Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидко- сти-песконосителя с песком применяем цементировочные агрегаты низкого давления.

Для смешивания песка с жидкостью применяем специальный пескосмесительный агрегат ЗПА, имеющий бункер на 8 т песка, и механическую лопастную мешалку.

Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуще­ ствляется специальными ареометрами, шкала которых показывает концентрацию песка в кг/м3.

Допустим, для доставки к скважине рабочей жидкости приме­ нены автоцистерны 4-ЦР емкостью по Юм3. В этом объеме рабочей жидкости может находиться во взвешенном состоянии в зависимо­ сти от вязкости жидкости 2—4 м3 песка. Эти автоцистерны имеют насосы подачей 10—20 л/с сдавлением на выкиде 0 ,3 МПа, которые служат для заполнения цистерн и для закачки жидкости в песко­ смесительный агрегат.

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г. К- Максимовича, в которой радиус скважины гс после ГРП принимается равным радиусу трещины гт

п = QJQi = lg j lg . (VIII.11)

где Qi и Q2 — дебит скважины соответственно до и после гидро­ разрыва; RK = 250 м; гс = 0,075 м; гт = 5,7 м.

155

По формуле (VIII. 11) имеем

п = 1ё - о ж / 1ё"бХ = 2’17 (раза)-

Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдаются неучитываемые формулой небольшие потери напора.

2. РАСЧЕТ ОБРАБОТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИН СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ

Задача 78. Провести солянокислотную обработку скважины, имеющей следующую характеристику: глубина Н = 1420 м; вскры­ тая эффективная мощность карбонатного пласта h = 20 м; прони­ цаемость пород высокая (0,5 -10-12 м2); пластовое давление низкое (0,7 МПа); ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 10 м; внутренний диаметр скважины D = 0,15 м; диаметр насосно­ компрессорных труб d = 0,05 м.

Определить необходимое количество химикатов.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 10%. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м3 на 1 м интервала обработки общий объем соляной кислоты составит 1,2-20 = 24 м3.

Количество необходимых для приготовления солянокислотного раствора концентрированной 27,5% -ной кислоты и воды можно найти по табл. V II 1.3.

Расчет количества химикатов и воды. По табл. V III.3 на при­ готовление 10 м3 10%-ного солянокислотного раствора требуется 3890 кг 27,5%-ной НС1 и 6,6 м3 воды, а на 24 м3 10%-ного соляно­ кислотного раствора необходимо концентрированной НС1

\УК= 3890 -24/10 = 9350 кг

и воды

V = 6,6-24/ 10= 15,8 м3.

Т а б л и ц а V III.3

Количество кислоты и воды для приготовления солянокислотного раствора

кг, а в знаменателе — количество воды, м®.

156

Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10%-ного солянокислотного раствора можно также найти по формуле

Внашем примере для 10% -ной кислоты числовой коэффициент

А= 214, а для 27% -ной — коэффициент В = 226; х — 10%-ная

концентрация солянокислотного раствора; z — 27,5%-ная кон­ центрация товарной кислоты; W = 24 м3 — объем кислотного раствора.

Следовательно, по формуле (V III. 12)

226-27,5(214— 10) — 6,U М

В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент — катион А в количестве 0,01% объема кислотного раствора.

Против выпадения из солянокислотного раствора содержа­ щихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количе­ стве

солянокислотного раствора; с — концентрация уксусной кислоты

157

ции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий

<2Х. „ = 21,31? ( - ^ - 0 , 0 2 ) , кг, (V III.14)

где W — объем солянокислотного раствора; а — содержание S 0 3 в товарной соляной кислоте; х — концентрация солянокислотного раствора; z — концентрация товарной кислоты. В нашем примере

В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным пони­ зителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС составляет 1 — 1,5% объема соля­ нокислотного раствора (принимаем 1%), т. е. 24-0,01 = 0,24 м3

где W — объем солянокислотного раствора; W K — объем кон­ центрированной товарной соляной кислоты (WK = 8 м3); 2 Q — суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий, ДС), 2 Q = 450 + 25 + + 240 = 715 дм3 = 0,715 м3.

Следовательно, по формуле (V III. 15)

17 = 2 4 - 8 - 0 , 7 1 5 = 15,3 м3.

Для изоляции зумпфа при обработке снизу вверх применяем раствор хлористого кальция (бланкет) относительной плотности 1 ,2 .

Объем одного метра ствола скважины внутренним диаметром

Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция относитель­ ной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаС12 и 0,66 м3 воды. Для

После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора НС1 и, если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.

158

Количество добавляемой воды при концентрации НС1 > 10% определяется по формуле

а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация НС1 < 10%, — по формуле

Pi и р2 — плотность приготовленного раствора соответственно по­ ниженной и повышенной концентрации; р3 — плотность концен­ трированной соляной кислоты.

До закачки соляной кислоты скважину необходимо заполнить нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м от насосного агрегата (0,00198-100 = 0,2 м3), промывочные трубы диаметром 0,05 м, длиной 1400 м (0,00198-1400 = 2,8 м3) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (0,018-20 = 0,36 м3), всего 3,36 м3. После этого устье скважины герметизируют и рас­ твор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 3,36 м3 нефти.

Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты АзИНМАШ-30 (табл. V III.5).

При высоких давлениях лучше применять более мощные агре­ гаты — АзИНМАШ-ЗОА (табл. V III.6). Эти агрегаты предназна­ чены для транспортировки, смешения и нагнетания раствора кис­ лоты в скважину, а также для проведения гидрокислотных раз­ рывов пластов.

159

-Д^ПРИМЕНЕНИЕ НЕФТЕКИСЛОТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД

Размеры обрабатываемой зоны карбонатного пласта зависят от продолжительности нейтрализации кислоты в пластовых усло­ виях. Установлено, что с повышением давления от 5 до 30 МПа скорость взаимодействия кислоты с породой снижается, а при давлении свыше 40 МПа практически постоянна. С повышением температуры от 301 до 373 К скорость взаимодействия интенсивно возрастает. В интервале 423—523 К скорость практически по­ стоянна.

Размеры подвергаемой химическому воздействию зоны пласта можно увеличить путем замедления нейтрализации кислоты. Это достигается за счет применения разработанных СевКавНИПИнефтью гидрофобных кислотных эмульсий, которые состоят из 50—70% -ной соляной кислоты, углеводородной среды и реагентастабилизатора. Применение таких эмульсий предотвращает в те­ чение некоторого времени вступление кислоты в реакции с поро­ дой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это позволяет доста­ вить неотреагировавшую кислоту в более удаленные части пласта.

Задача 79. Определить глубину проникновения нефтекислотной эмуЛьсии в карбонатный коллектор. Исходные данные: глубина скважины 3830 м; диаметр забоя скважины d = 100 мм; интервал перфорации 3750—3800 м; пластовая температура 403 К; пласто­ вое давление 50 МПа; карбонатность пород 92% ; коэффициент трещиноватости kTp = 0,005; коэффициент приемистости 0,2— 0,3 м3/сут. МПа на 1 м.

Для предохранения колонны от высоких давлений необходимо закачать в затрубное пространство 2 м3 глинистого раствора плот­ ностью 1150— 1200 кг/м3 и 46,5 м3 утяжеленного раствора плот­ ностью 1760 кг/м3. Для снижения коррозии подземного оборудова­ ния следует разбавлять кислоту до 15% -ной концентрации и до­ полнительно ингибировать ее уротропином (1%).

160