книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь не менее указанного количества воды. При коэффициенте

33. Расчет гидравлического разрыва пласта

Задача 53

Для гидравлического разрыва пласта принимаем эксплуатацион­

марки С; эффективная мощность пласта h = 10 м; интервал пер­ форации эксплуатационной колонны 1980—1990 м; число отверстий

четными показателями процесса гидроразрыва являются: дав­

ной системы, дебит скважины после гидроразрыва, тип и число агре­ гатов, ожидаемая эффективность гидроразрыва.

Давление разрыва пласта для получения трещин горизонтального направления зависит: 1) от величины вертикального горного да­ вления, определяемого глубиной залегания пласта и плотностью

-220

вышележащих пород; 2) от величины пластового давлепия; 3) от перераспределения напряжения в пласте, вызываемого его разбури­ ванием; 4) от естественной трещиноватости пород пласта.

Для выяснения приемистости скважины и величины ожидаемого давления разрыва рекомендуется предварительно испытать скважину па поглощение при различных давлениях и определить опытным путем давление разрыва и расход жидкости разрыва. Такое испыта­ ние проводится путем закачки в скважину маловязкой нефти в на­ растающих объемах. Для этого к устью скважины присоединяют один или несколько иасосиых агрегатов высокого давления. Увели­ чивают давление и замеряют расход рабочей жидкости несколько раз, чтобы получить достаточное число точек для построения кривой зависимости приемистости скважины от давления иа забое скважины. По этой кривой (рис. 67) можно определить давление разрыва иа забое (350 кгс/см2) и соответствующую ему приемистость скважины

(1300 м3/сут).

обсадную колоипу проверим прочность колонны на внутреннее давление по формуле Ламэ.

Допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-

221

колонне; р = 0,95 — относительная плотность жидкости разрыва; L = 2000 м — длина обсадной колонны.

Потери иапора в трубах для скважин глубиной 1750.м были приведены в табл. 17 (в м столба жидкости).

Для принятого расхода 1300 м3/сут (15 л/с) эти потери напора при глубине скважины 1750 м составляют 56 м ст. жидк., а для нашей скважины глубиной 2000 м они будут

= 294 кгс/см2 (28,S МПа).

Допустимое давление па устье скважины в зависимости от проч­ ности резьбы верхней части колонны труб па страгивающие усилия будет

усплие затяжки при обвязке обсадной колонны (берется по данным бурового журнала):

1000

Из полученных двух значений ру принимаем меньшее (200 кгс/см2). Возможное забойное давление при давлении на устье 200 кгс/см2

составит

Следовательно, давлеиие на устье скважины (166 кгс/см2) будет ниже допустимого для принятых труб из стали марки С (при тол­ щине стенки 12 мм трубы испытываются на внутреннее давлеиие

222

185 кгс/см2). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивле­ ний при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давле­ ния разрыва гидравлический разрыв ведем 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 (с учетом естественной трещиноватости), темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным, объем жидкости разрыва колеблется в преде­

сителя и темпа ее закачки. Рекомендуется принимать следующую концентрацию песка: для нефти вязкостью более 50 спз 150—300 г/л,

Оптимальная концентрация песка может быть определена на основании скорости падения зерен песка в рабочей жидкости по эм­ пирической формуле [27]:

^4000

223

где С — концентрация песка в кг/м3; ѵ — скорость падения зерен песка диаметром 0,8 мм в м/ч. В зависимости от вязкости жидкости значение ѵ находим по рис. 68.

Для вязкости жидкости-песконосителя 250 спз ѵ = 13 м/ч, по­

емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки (после заполнения труб) будут работать при высоком давлении, необходимом для продавлнваиия песка в трещины. Закачка же жид­ кости с абразивными частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

При закачке рабочей жидкости непосредственно по обсадной колопне можно за одни 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. 45. Как видно из этой таблицы, емкость 168-мм обсадной колонны длиной 2000 м составляет 36 м3, а при­

Чтобы на забое не осталось части песка, объем продавочной жид­ кости следует принимать на 20—30% больше, чем объем колонны, по которой закачивается песок. Избыточный объем продавочной жид­ кости должен закачиваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттеснения песка и смыкания трещин вблизи стенок скважины. Необходимый объем продавочной жидкости

где Dg = 0,15 м — средний внутренний диаметр 168-мм колонны.

Общая продолжительность процесса гидроразрыва

Радиус горизонтальной трещины приближенно можно определить

где с — эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления и характеристики горных пород, который для скважины глубиной

проницаемость призабойной зоны и как бы в два раза повышается проницаемость всей дренажной системы пласта. В этих условиях весь приток идет фактически по трещине.

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 может быть найден по формуле Дюпюи:

п _ 2пк!і Ар

где Q — максимальный дебит в см3/с; к — 0,11 Д — проницаемость пласта (дренажной системы) после гидроразрыва; h = 10 м или 1000 см — эффективная мощность пласта; Ар = рлл — рзаб = 150 —

— 120 = 30 кгс/см2 — депрессия давления на забое; р. = 10 спз — динамическая вязкость нефти; і?к = 250 м — радиус контура пи­ тания; гт = 5,7 м — радиус трещины;

“ ‘» f r

При гидроразрыве пласта с закачкой жидкости по обсадной ко­ лонне при давлении на устье 166 кгс/см2 применяем цементировоч­ ные агрегаты ЦА-320М. Для принятого темпа закачки жидкостей (д = 15 л/с) необходимое число насосных агрегатов при одном ре­ зервном составит

Для максимального снижения потерь напора во всасывающей части насоса при закачке весьма вязких жидкостей с песком и для получения номинальной производительности необходимо, чтобы на приеме насосных агрегатов был подпор в 1—2 кгс/см2.

Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидкостипесконосителя с песком применяем цементировочные агрегаты низкого давления.

Для смешения песка с жидкостью применяем специальный песко­ смесительный агрегат ЗПА, имеющий бункер на 8 т песка и механи­ ческую лопастную мешалку.

Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуществля­ ется специальными ареометрами, шкала которых показывает кон­ центрацию песка в кг/м3.

226

Допустим, для доставки к скважине рабочей жидкости применены автоцистерны 4-ЦР емкостью по 10 м3. В этом объеме рабочей жид­ кости может находиться во взвешенном состоянии 2—4 м3 песка в зависимости от вязкости жидкости. Эти автоцистерны имеют на­ сосы производительностью 10—20 л/с с давлением на выкиде 3 кгс/см2,

Ожидаемый эффект от гидроразрыва предварительно может быть определен по приближенной формуле Г. К. Максимовича [27], в которой радиус скважины гс после гидроразрыва принимается

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

По окончании процесса гидроразрыва пласта скважину оставляют под давлением до момента падения его на устье скважины до нуля. После этого замеряют забой и уровень. При наличии на забое пес­ чаной пробки скважину промывают, после чего она поступает в ос­ воение и исследование. Чтобы избежать обратного поступления в скваяшну песка из трещины, освоение следует проводить методом плавного запуска, т. е. путем постепенного повышения депрессии. Процесс последующей эксплуатации скважины должен протекать при сохранении тех же параметров насосной установки, какие были до гидроразрыва пласта.

В конце периода освоения скважины перед сдачей ее в эксплуата­ цию должно быть проведено ее исследование методом установив­ шихся режимов.

Определение наиболее вероятных зон поглощения песка методом гамма-каротажа позволяет установить протяженность, ширину и направление трещин.

Наблюдения за скважиной должны продолжаться в течение не­ скольких месяцев после гидроразрыва путем периодической про­ верки дебита, газового фактора и степени обводненности добывае­ мой жидкости.

34. Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой [151

Задача 54

Провести солянокислотную обработку скважины, имеющей сле­ дующую характеристику: глубина Н = 1420 м; вскрытая эффек­ тивная мощность карбонатного пласта h = 20 м; проницаемость пород хорошая (500 мД); пластовое давление низкое (7 кгс/см2); ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 10 м; внутренний диаметр скважины D — 0,15 м; диаметр насосно-компрессорных труб d — 0,05 м.

Требуется 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 соляиокислотиого раствора концентрированной 27,5%-ной кислоты и воды можно найти из табл. 18.

Расчет количества химикатов и воды. По табл. 18 на приготовление 10 м3 10%-ного соляиокислотиого раствора требуется 3890 кг 27,5%-ной НС1 и 6,6 м3 воды, а на 24 м3 10%-ного солянокислот­ ного раствора необходимо концентрированной НС1

WK 3890•24 = 9350 кг

10

и воды

6,6-24 = 15,8 м3.

10

Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10%-ного солянокислотного раствора может быть также найдено

по формуле

AxW (В — z) Bz {А —х) ’

где А и В — числовые коэффициенты, равные 214 для кислоты 10%-ной концентрации [15]; х — 10%-ная концентрация соляно­ кислотного раствора; z — 27,5%-ная концентрация товарной ки­ слоты; W = 24 м3 — объем кислотного раствора.

Следовательно,

214 -10 -24 -(214—27,5) = 7,98 м3.

214 -27,5 -(214 —10)

Принимаем W = 8 м3.

В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. Необходимое количество уникола определяется по формуле

л74bxW

<?у = ^Г—Г л>

228

где b — процент добавки уникода к соляной кислоте (для уникода У-2 принимают 5% по объему от количества концентрированной кислоты, для уникода М-Н — 1% и для У-К — 0,3%); х — 10%-ная концентрация соляиокислотного раствора; W = 24 м3 — объем ки­ слотного раствора; А — числовой коэффициент принимаемый рав­ ным 214 для 10%-пой концентрации кислоты.

Следовательно,

74 • 5 • Ю • 24 = 438 л (ДМ3).

214— 10

Против выпадения из соляиокислотного раствора содержащихся

кислоты (принимаем 80%). Следовательно,

Для растворения содержащихся в породе кремнистых соедине­ ний (силикатов и цементной корки) и предупреждения их выпаде­ ния в виде геля кремниевой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве

где Ь — процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (принимаем 1,0%); W = 24 м3 — объем соляиокислотного раствора; т — концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах со­ держания HF (обычно т = 60%). Следовательно,

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,6% (в пересчете на S03), которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта.

Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлори­ стый барий в количестве

Сх. б = 2 1 ,З Р У (^ -0 ,0 2 ) кг,

где W = 24 м3 — объем солянокислотного раствора; а = 0,6% — содержание S03 в товарной соляной кислоте; х — 10%-ная

229