книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Т а б л и ц а 6.10

Т а б ли ц а 6.11

Расчет дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоной после КП и ГПП

4. Дебит нефти из скважины после КП вычислим по фор­ муле (6.129)

6. Определяем ожидаемый прирост добычи нефти по фор­ муле (6.131)

AQ„ = (35,5 - 29,2)0,97 • 30,5 • 5,2 = 969 т.

7. Прирост добычи газа найдем по уравнению (6.117) Ag, =969-160/1000 = 155 тыс.м3.

511

8. Рассчитаем экономическую эффективность работ по фор­ муле (6.118)

Э= (150-50)969 + (100 - 40)155 - 42000 = 64200 руб. Процесс ГПП экономически эффективен.

Пр им ер 1.4. Условия такие же, как в примере 1.3, с той раз­ ницей, что пласты в призабойной зоне загрязнены и пласт неод­

нороден в радиальном направлении. Фактический дебит сква­ жины перед ГПП Яф = 27 м3/сут., а обводненность 6% = 20%. Проверить, эффективно ли ГПП экономически в этой же сква­ жине в условиях загрязнения призабойной зоны.

Решение

1. Вычислим коэффициент гидродинамического несовер­ шенства скважины, используя значение фактического и потен­ циального дебитов, по уравнению (6.133). Например, для како­ го-нибудь пласта

ф= 27,0/82,0 =■0,33.

2. Рассчитаем распределение фактических дебитов между пластами, используя данные из табл. (6.10)—(6.11)

Фактический дебит пласта Na 1, определенный по форму­ ле (6.132), составляет

Янф, = 27■0,33 = 8,7 м3/еут.

Результаты расчетов сводим в табл. 6.12.

Определяем <рс = укп и <рс = ср//7, как в примере 1.3. Находим соответствующие им дебиты скважины с однородными пласта­ ми. Сравнивая значения дебитов однородного пласта № 1 пос­ ле КП и ГПП qHKI, = 11,7 м3/сут. и qHrn = 21,2 м3/сут. с фак­ тическим дебитом неоднородного пласта qH0i = 8,7 м3/сут., приходим к выводу о значительном влиянии загрязнения при­ забойной зоны на дебит. Это влияние можно ликвидировать путем КО или обработок ПАЖ и т. п., но вначале оценим эф­ фективность ГПП.

Т а б л и ц а 6.12

Расчет дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоной после КП и ГПП

512

4. Рассчитаем ожидаемое увеличение дебита скважины с неоднородными пластами после ГПП на основе фактического дебита как для скважины с увеличенным радиусом по форму­ лам (6.134) и (6.135).

По уравнению (6.135) определяем условный радиус сква­ жины:

гус, - 0,1+0,15 - 0,25 м.

Находим значение <рг — 1,17 (6.134) и по (6.136) рассчитыва­ ем дебит пласта

Яф г п = 8,7' U7 = 10,2 м3/сут.

5. Вычисляем по формуле (6.137) прирост дебита жидкос­ ти после ГПП:

Д<7Ф= (10,2 + 6,8 + 11,5)- (8,7 + 6,8 + 11,5) = 1,5 м3/сут.

6. Прирост дебита нефти рассчитываем по уравнению

(6.138)

Дq„ = 1,5 ■0,84(100 -20)/100= 1 т/сут.

7. Определяем ожидаемый прирост добычи нефти

ДQH= 1,0 • 0,97 • 30,5 ■5,2 = 153,8 т.

8. Прирост добычи газа рассчитаем по (6.117)

ДQr = 153,8 ■160/1000 = 24,6 тыс. м3.

9. Экономическую эффективность работ определяем по формуле (6.118)

Э= (150 - 50)153,8 + (10040)24,6 - 42000 = -25144 руб.

Таким образом, вторичная ГПП после КП в данной сква­ жине с загрязненной зоной является экономически неэффек­ тивной. Для обеспечения эффективности работ необходимы большие приросты добычи нефти, которые достигают иными методами влияния на призабойную зону.

Задача 2.

Оценка основных параметров ГПП, необходи­ мых для обеспечения заданного коэффициента гидродинами­ ческого несовершенства скважины.

Принимаем, используя решения задачи 1, значение коэффи­ циента гидродинамического несовершенства <рс = ф//7, которое обеспечивает экономически эффективное применение процес­ са ГПП. Одновременно определяем параметры перфорации 1ПЛ, гПЛ, n = п„пк, необходимые для его достижения.

Отметим, что существует произведение параметров перфо­ рации, которое соответствует заданному значению <рс. Напри­ мер, соотношение <рс = <рг/7 = 0,8 при 1пя = 300 мм и n = 1 отверс­ тие на 1 м; 1M = 200 мм ип = 3 отверстия на 1м; 1^, = 150 мм и п = 4 отверстия на 1 м; 1пя = 125 мм и п = 5 отверстий на

1 м либо 1ПЛ= 100 мм и п = 6 отверстий на 1 м. Поэтому пред­ варительно необходимо оценить, какие режимы резания нуж­ ны для образования каналов заданных размеров и возможно ли их достичь при помощи технических средств, имеющихся в нашем распоряжении, и лишь после этого провести деталь­ ные расчеты.

Вначале определим из преобразованной формулы (6.112) глубину канала ГПП — 1|3, которая нужна для образования в пласте канала длиной 1ПЛ. Напомним, что канал 1,3проходит че­ рез стенку колонны, цементное кольцо, а потом углубляется в породу пласта. Значения гс в заданном интервале глубин плас­ тов определяют по кавернограмме. Преобразованная относи­

где /а — расстояние от торца насадки до стенки обсадной колонны.

Это расстояние должно составлять 10—20 мм и определяет­ ся следующим образом;

где DK — диаметр эксплуатационной колонны, мм; 8« — толщина стенки обсадной колонны, мм; Ran — радиус аппара­ та, мм.

Желательно знать из экспериментальных данных прочность на сжатие образцов пород-коллекторов данного месторождения аГЛГ.Если прочность пород на сжатие не определена, то для ори­ ентировочной ее оценки можно использовать эмпирическую

Для ориентировочной оценки диаметра насадки d0 в АП и таких режимов резания, как перепад давления на насадках Ар и длительность одного резания t в зависимости от прочнос­ ти породы на сжатие асж, целесообразно использовать данные, приведенные в табл. 6.13. и рассчитанные по приведенной ме­ тодике. Отметим, что рассчитанные значения не более чем на 10% отличаются от измерений при стендовых испытаниях при адекватных условиях. Данные табл. 6.13 отвечают ГПП с незаякоренным АП (открытые условия образования каналов).

Из табл. 6.13 выбираем такие режимы резки, чтобы /, > /,3 Из табл. 6.13 видно, что во время ГПП очень прочных по­ род Прикарпатья (а1Ж = 100 МПа) в нормальных условиях

514

резки {Ар = 20 МПа, d = 4,5 мм и t = 20 мин.) длина сформи­ рованного канала / = 78 мм, а при интенсивных режимах (Ар = 40 МПа, d —6 мм и t = 20 мин.) она возрастает до 180 мм. Поэтомудля образования каналов в прочных породах следует при­ менять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл. 6.13) могут возрастать еще больше вследствие разгазирования жидкости с песком. Например, если степень разгазирования Ф = 0,2 при давлении на уровне насадки в затрубном простран­ стве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверхность —в 1,5 раза, если <р = 0,45 —соответственно в 1,5 и 2,1 раза.

Т а б л и ц а 6.13

Изменение длины каналов в зависимости от режимов их резания и диаметра иасадкн, мм

Пр и м е ч а н и е . В числителе данные для насадки диаметром 4,5 мм,

взнаменателе — диаметром 6 мм.

Решая задачу следует определить предполагаемое давле­ ние на устье скважины для создания необходимого перепада давления на насадках.

Подобрав количество насадок, их диаметр и перепад дав­ ления, легко определить расход жидкости во время ГПП по приближенной зависимости

/2 • 106- Aw

qm = 0,785donMpaJ ---------(6.140)

V Рсм

где qa„ — расход жидкости, м3/с; d0 — диаметр насадки, м; njn — число насадок; рап = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и воднопесчаной смеси; Ар — перепад давления на насадках, МПа; рсм — плотность смеси, кг/м3.

Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м3 плотность смеси рем = 1030 кг/м3.

Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины скважины. Для средних глубин Н = 2500 м, dT = = 73 мм и do = 4,5 мм nOT= 2—6, а для d„ = 6 мм = 2—4.

Потери давления в зависимости от рекомендуемого расхо­ да водопесчаной смеси оценивают по экспериментальным дан­ ным, приведенным в табл. 6.14

Т а б л и ц а 6.14

Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в скважине

Время, необходимое для образования канала, обычно t = 30—60 мин.

Выбираем режим, для которого давление на устье в 1,5 ра­ за меньше, чем давление опрессовки насосных агрегатов. Дав­ ление опрессовки не может превышать максимального давле­

П р и м е р 2 .1 . Оценить основные параметры ГПП скважи­ ны, которую проектируют для вскрытия эоценового пласта с <р = 0,8. Интервал перфорации 2500—2514 м, тип коллектора KL-1, пористость т 0 = 10%, радиус скважины гс = 0,1 м. Предва­ рительная КП перфоратором ПКС-80 плотностью 12 отверстий

516

на 1 м не обеспечила качественной связи скважины с пластом. Это обнаружено термометрическими исследованиями скважи­ ны после проведенной КО всего раскрытого сечения. Предпри­ ятие применяет насосные агрегаты УН 1-630 х 700А (4АН-700) с такими характеристиками для 1300 об/мин коленчатого вала: I скорость ра = 70 МПа, q = 4,1 л/с; II скорость ра = 54 МПа, q = 5,5 л/с; III скорость ра = 39 МПа, q = 7,8 л/с.

тать ГПП, чтобы получить нужную 1ПЛпо формуле (6.138), при этом радиус скважины гс = 0,1м, диаметр эксплуатационной колонны D„ = 146 мм, толщина стенки &к =10мм.

ляем необходимую глубину канала ГПП 1, по формуле (6.138)

1, = 100 + 10050 - 13 = 137мм.

3. Оцениваем прочность породы по ее пористости соглас­ но, например, (6.139А)

аж= 180- 8,57 ■10= 94,3 МПа 4. Сравнивая по табл. (6.13) возможные длины каналов для

породы с асж= 100 МПа и наибольшей насадки с d0 = 6 мм с определенными необходимыми значениями 1, в табл. 6.13 это­ го примера, приходим к выводу, что для ГПП можно рекомен­ довать такие режимы резки:

для 1ВЛ = 100 мм, 1, = 137 мм, Ар = 30 МПа, t = 30 мин. п = 6 отверстий на 1 м;

517

Ожидаемое давление на устье определяем по формуле (6.142);

рт = 30 + 15,5 = 45,5 МПа.

Расчет для Ар = 40 МПа не производим, поскольку допус­ тимое давление выполнения работ в 1,5 раза меньше макси­ мального, которое может развивать агрегат 4 АН-700:

рдоп = 70/1,5 = 46,7 МПа.

Таким образом, предварительно выбираем для расчета про­ цесса ГПП следующие параметры и режимы перфорации:

Если не найдены режимные параметры, способные обес­ печить параметры перфорации, то необходимо снизить уро­ вень (р;г/= 0,7. После нахождения новых параметров перфора­ ции решение повторяют.

Задача 3.

Расчет параметров резки во время ГПП, кото­ рые обеспечивают заданное значение коэффициента гидро­ динамического совершенства скважины по характеру вскры­ тия пласта

Основные параметры перфорации, которые обеспечивают выполнение намеченного задания, (ргп = Для образова­ ния в пласте канала /„, необходимо, чтобы канал, проходящий

518

через обсадную колонну и цементное кольцо, имел большую длину /,.

Основная формула для расчета всей длины образуемого ка­ нала имеет следующий вид:

/л

где dn — диаметр насадки, м; С,„ — коэффициент, учитыва­ ющий условия ГПП; ии —скорость потока на выходе из насад­ ки, м/с; и0„ — начальная скорость разрушения породы (метал­ ла), м/с;f0(t) — функция времени минимальной длины канала, который вырабатывается за заданное время л

Коэффициент, учитывающий влияние условий перфора­ ции, для ГПП с заякоренным перфоратором АП (закрытые ус­

где ц„„ = 0,89 —для конусоидальных насадок АП; Ар —пе­ репад давления на насадках, МПа; р( и —плотность смеси жид­ кости с абразивным материалом, кг/м3.

Начальную скорость (м/с) разрушения твердого тела гидро­ абразивным потоком ийПрассчитывают по зависимости

раствора с абразивом (=50 кг/м3) Кгп — 3000; для отработанно­ го раствора (пять и более циклов циркуляции в объеме скважи­

ны) Кгп = 6000; асж— прочность породы на сжатие, МПа. По экспериментальным данным с прочностью породы на

сжатие ссж= 35 МПа начальная скорость разрушения песча­ ников иои = 6 м/с, для известняков иоп = 7—10 м/с и для ста­ ли иоп = 25 м/с.

Напомним, что разрушение породы закончится, когда ско­ рость на дне канала будет равняться значению ит. Функция времени образования канала ГПП, которая изменяется в пре­ делах 0 < / 0< 1 имеет вид

где t — время от начала резки потоком, мин.

519

Ниже приведены коэффициенты А и В, определенные по (6.148) во время резки в среде с давлением, которое считают критическим.

ка при незаякоренном перфораторе АП и соответственно f 0(t) = 0,58; 0,67 и 0,75 при заякоренном перфораторе АП.

Анализируя формулу (6.145), замечаем, что наибольшее влияние на длину канала оказывает диаметр насадки. Одна­ ко вследствие увеличения d0> 6 мм возрастают затраты жид­ кости и соответственно гидравлические затраты, что нецеле­ сообразно.

Расчеты /можно упростить, если в формулу (6.145) подставить выражения (6.146) и (6.147) и привести к следующему виду:

(6.149)

Напомним, что рекомендуемые параметры образования каналов во время одного резания следующие: t = 30—60 мин. Ар — 20—30 МПа для пород с oc>jr й 50 МПа и Ар — 30—40 МПа для пород с асж= 100 МПа.

Увеличение глубины канала в 1,5—2 раза достигают путем газирования жидкости с песком.

Для расчета длины канала, образованного газированной жидкостью, применяют формулу (6.149) в которой вместо щ подставляют

где ког — скорость потока газированной жидкости, м/с; ф — степень разгазирования жидкости в глубинных условиях (формула действительна для 0,1 < ф < 0,5),

а —степень разгазирования жидкости в поверхностных ус­ ловиях, м3/м3;рГсм —гидростатическое давление в нижней час­ ти НКТ длиной L; р0 —атмосферное давление.

Заметим, что время образования канала ГПП при одном по­ ложении АП обычно составляет 30—40 мин.

520