книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

на 90% состоит из кварца. Количество глинистого материала в породе 5%, карбонатов 4%. Определить, целесообразно ли про­ водить в скважине кислотную обработку.

Решение

1. Определяем параметр ОД. Для этого рассчитываем по фор­ муле (6.178) и характеристике разреза скважины значение

0 ^ = 0,35-13,2 + 0,65 • 27,2 + 2 • 14.1+3 • 27,4 = 132,7 мъ/ сут.

Тогда по формуле (6.177) ОД = 86,6/132,7 = 0,65, что мень­ ше единицы, следовательно, существуют резервы увеличения дебита скважины.

2.Сравниваем значение фактической приемистости скважины

спредельной по формуле (6.179). Поскольку q = 150 м3/сут. > qj,p, то этого количества достаточно для обработки. Длительность нагнетания 6—18 м3 кислотного раствора в пласт 1—3 ч.

3.Основными поглощающими пластами по характеристи­ ке разреза являются коллекторы с пористостью 13,9%, прони­ цаемостью 0,045 мкм2 и толщиной 27,4 м. Толщина пластов до­

статочна для обработки.

4.Учитывая содержание глин в коллекторе СГЛ= 5% и срав­ нивая карбонатность Ск = 4% с условием (6.180), приходим к выводу о возможности применения кислотной обработки пу­ тем нагнетания солянокислотного раствора.

5.Отношение условной гидропроводности пластов с на­

ибольшей пористостью 13—15% к суммарной составля­ ет е = 1,222/1,613 = 0,76, что удовлетворяет условию (6.182). Поэтому во время обработки всего разреза, очевидно, следует обрабатывать пласты с m = 13—15%, которые более всего вли­ яют на продуктивность скважины. Отсюда ожидаем заметно­ го улучшения дебита.

6. Сравниваем пластовое давление с гидростатическим по условию (6.183):

Кнр = P».J Ргст =25/2800 1000 9,8-10_6 = 25/27,4 = 0,91 > 0,7.

541

Это означает, что уровень пластовой энергии достаточен для удаления продуктов реакции из пласта и обеспечения эф­ фективной работы скважины после обработки.

Таким образом, в скважине целесообразно провести СКО всего разреза для увеличения продуктивности пластов с на­ илучшими коллекторами, после чего исследовать ее влияние на продуктивность отдельных частей разреза и скважины в це­ лом. Решение о дальнейших действиях принимают на основа­ нии полученных результатов и дополнительных гидродинами­ ческих и термометрических исследований скважины.

Задача 3.

Обосновать расход жидкости и давление во вре­ мя нагнетания кислотного раствора в пласт.

Из предварительных исследований скважины известны: глу­ бина залегания продуктивных пород и дебит скважины; давле­ ние опрессовки эксплуатационной колонны; характеристика из­ менения давления во время нагнетания в скважину жидкости с постоянным или постепенно возрастающим расходом; влияние расхода кислоты на глубину (радиус) обработки пласта; гради­ ент давления во время нагнетания кислоты в пласт по данным предварительных обработок скважины и градиенты давления гидроразрыва пласта.

Можно определить условия и ограничения для обоснова­ ния значений расхода жидкости и давления во время на­ гнетания кислотного раствора в пласт. Для этого необхо­ димо исследовать приемистость скважины, т.е. характер изменения давления на устье во время нагнетания в пласт с наименьшим постоянным расходом насосного агрегата q или возрастающим qt < q2 < q3 расходом, например, путем посте­ пенного увеличения скорости насосного агрегата.

По данным исследований построим кривую

РУ=ЛО.

где ру — давление на устье; t — длительность нагнетания, мин.

Для незначительного расхода маловязкой жидкости гид­ равлические потери трения невелики. Например, для воды с q = 250 м3/сут через 73-мм НКТ потери ртр < 0,002 МПа/100 м или на 2000 м —0,4 МПа, поэтому для процесса нагнетания кис­ лоты в пласт гидравлическими потерями можно пренебречь.

Расход кислоты qKво время закачивания в песчано-алевро- литовые пористые пласты с учетом влияния на скорость про­ хождения реакции не регламентируется. Наибольшее допусти­ мое значение расхода ограничивается лишь давлением.

542

О незначительном влиянии скорости фильтрации на ско­ рость взаимодействия кислоты с породой известно из лабора­ торных исследований и теории реакций кислотных растворов в порогом пространстве. Доказано, что в порах с размерами 10—12 мкм длительность нейтрализации каких-либо кислотных растворов на стенках скважины измеряется долями секунд. В глубине призабойной зоны продолжительность нейтрализа­ ции несколько возрастает: для солянокислотных растворов до 10 с., а для глинокислотных —до сотен секунд. Увеличение расхода кислоты даже в несколько раз несущественно влияет на длительность реакции кислоты в пласте. В отличие от зака­ чивания кислоты в пласт, длящегося часами, реакция в поровом пространстве происходит почти мгновенно для любых ре­ альных расходов кислоты во время обработки пласта.

Известно, что во время обработки трещинных карбонат­ ных коллекторов желательно закачивать СКР при максималь­ но возможном расходе, так как это обеспечивает возрастание глубины обработки пласта и увеличивает эффективность кис­ лотного воздействия.

Ограничивается наименьшее значение расхода, которое за­ висит от допустимого пребывания кислоты на забое, с уче­ том защиты металла от коррозийной активности по условию (6.179). Из опыта КО известно, что расход кислоты на устье обычно q„ = 150—500 м3/сут.

Давление на устье во время кислотной обработки должно быть меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны, так как это дает возможность проводить нагнетание кислоты без пакера и удешевляет процесс:

где рк —давление на устье во время поступления кислоты в пласт; р0ПР — давление опрессовки.

Обычно давление опрессовки эксплуатационных колонн со­ ставляет 15—20 МПа в эксплуатационных скважинах и 20 — 40 МПа —в разведочных.

Градиент давления во время нагнетания кислотных раство­ ров в пласт должен быть меньше градиента давления гидро­ разрыва пород в скважинах данного региона (месторождения), чтобы избежать ГРП и распространить воздействие кислоты

где ргрп —давление на забое во время ГРП перед закрепле­

543

нием развитых трещин песком, МПа; Н —глубина скважины, м; ргст —гидростатическое давление воды в скважине, МПа,

р —плотность жидкости в скважине, кг/м3; g = 9,8 м/с2. Приведем значения средних градиентов давлений гидрораз­

рыва пласта, которые наиболее характерны для условий предкарпатских месторождений. Градиент ргрп = 1,8 МПа/100 м в

нефтяных скважинах и градиент ргрп = 1,90 МПа/100 м —в во­ донагнетательных. Во время КО нефтяных скважин градиент

р„ = 1,56 МПа/100 м, а водонагнетательных — 1,73 МПа/100 м. Разность давлений обусловлена наличием в призабойной

зоне нефтяных скважин воронки депрессии, а в нагнетатель­ ных — репрессии.

Если давление ГРП не исследовано, то можно считать, что

Это значение используют для принятия решения по усло­ вию (6.185).

П р и м е р 3,1. Скважина осваивается штанговым глубин­ ным насосом (ШГН) с дебитом 6 т/сут. Эффективная толщи­ на пластов, размещенных в интервале 1840—1960 м, Ь,ф = 50 м. Пластовое давление рПЛ = 17 МПа, давление опрессовки ко­ лонны роп = 20 МПа. Результаты исследования скважины на приемистость воды плотностью 1000 кг/м3 изображены на рис. 6.22. Определить ожидаемые расходы кислоты и давление во время нагнетания в пласт.

Решение

1. Анализируя кривую py = f(t), находим, что на протяжении 10 мин. нагнетания в пласт давление возрастает стремитель­ но, а далее — очень медленно, поэтому значение ру = 12 МПа для t = 20 мин. можно считать квазиустойчивым для расхода q0 = 225 м3/сут.

2. Принимаем qK = 9о = 225 м3/сут. для р„ = 12 МПа. Проверим допустимость применения такого расхода. По­ скольку верхний предел расхода кислоты в песчаных коллекто­ рах не ограничен, проверяем допустимость применения 9к = 9в по условию (6.179) наименьшего расхода. Определив qK = 225 м3/сут. > qnp, принимаем заданный расход для обра­ ботки.

3.Сравниваем давления по условию (6.184) и, так как Рк< Ропр* КО проводим без пакера.

4.Проверим возможность гидроразрыва пласта во время на-

544

гнетания под давлением р„ < ропр. Вначале рассчитываем сред­ нюю глубину обрабатываемых пластов:

Н= (1840 + 1960)/2 = 1900 м,

адалее по условию (6.188):

Ргст = РHg = 1900 ■1000 • 9,8 = 18,6 МПа. По условию (6.187) найдем:

gradрк= (18,6+ 12)/0,01 • 1900= 1,61 МПа/ЮОм. Проверяем условие (6.185), по которому:

gradрк = 1,61 МПа/100 м < 1,8МПа/100 м,

поэтому гидроразрыв пласта не ожидается.

П р и м е р 3.2. Водонагнетательная скважина, пробурен­ ная на глубину 2910 м, вскрыла олигоценовые отложения с пористостью 9 —10% в интервале 2414—2906 м, обсажен­ ном фильтром, середина которого Н = 2660 м. Пластовое дав­ ление 28 МПа, забойное давление во время нагнетания воды

да градиент забойного давления:

gradрн . = рИв/0,01Н = 39,6/26,6 = 1,49 МПа/100 м. Репрессия на пласт во время закачивания воды:

Ар = Рим- Рш = 39>6“ 28>°= 11.6МПа,

а коэффициент приемистости К = Q/Ap = 45/11,6 = = 3,87 м3/(сут ■МПа).

Давление опрессовки 20 МПа. Для увеличения приемисто­ сти планируют кислотную обработку. Исследовано увеличе­ ние давления во время нагнетания насосным агрегатом (см. рис. 6.22) с постоянным расходом q„ = 225 м3/сут. Опреде­ лить ожидаемое давление и расход кислоты во время КО.

Решение.

1. Анализируя кривую ру = f(t) (см. рис. 6.22), находим, что после 5 мин. нагнетания давление на устье практически стаби­ лизировалось при р0= 19МПа для расхода q0 = 225 м3/сут.

2. Принимаем q^ = q0 = 225 мэ/сут. для рк = Ро = 19 МПа. Верхний предел расхода кислоты во время обработки песча­ ных коллекторов не ограничивается, а нижний должен быть больше qup по условию (6.179):

qK= q0 = 225 м3/сут > 25 м3/сут.

товое давление на глубине 2740 м равно 22 МПа. Давление опрессовки эксплуатационной колонны составляет 18 МПа. Данные исследования скважины на приемистость приведены на рис. 6.23. Определить ожидаемый расход кислоты и ее давление во время поступления в пласт.1

Решение

546

2. Согласно теории КО поровых коллекторов, уменьшение расхода кислоты не обусловливает уменьшения радиуса обработки пласта. Поэтому целесообразно выбрать рас­ ход qe, = 110 м3/сут с давлением р0]= 15 МПа < ропр по усло­ вию (6.184).

3. Проверим допустимость нагнетания кислоты в пласт с давлением рк = р0| = 15 МПа с точки зрения возможного ГРП. Вначале определим ргст на глубине Н по условию (6.188): р,тт = 27,4 МПа. Далее по формуле (6.187)

gradрк = (27,4 + 15,0)/0,01Н = 1,55 МПа/100м.

Так как условие (6.185) grad рк < 1,8 МПа/100 м удовлетворя­ ется, сделаем вывод о том, что во время КО можно поддержи­ вать расход кислоты qK — ПО м3/сут и давление рк = 15 МПа.

Задача 4.

Рассчитать продолжительность реакции СКР в порах песчаного карбонизированного коллектора.

Реакция СКР с породой является гетерогенной реакцией первого порядка, которая лимитируется диффузной стадией и описывается уравнением

С0 и С — соответственно начальная и текущая концентра­ ции кислоты, молярная или в процентах (по массе); Р —коэффи­ циент массопередачи, м/с; т —время фильтрации через породу, с; drp —средний диаметр пор в пористой среде, м; к0 —прони­ цаемость пласта перед обработкой, мкм2; ш0 —пористость,%.

С достаточной для практики точностью примем степень нейтрализации СКР для уровня С = 0,1С0. Прологарифми­ ровав уравнение (6.190) и учитывая, что 1п(С0/С) = 2,3, оп­ ределим продолжительность нейтрализации для заданных условий:

Для расчета коэффициента массопередачи используем эм­ пирическую зависимость для СКР

Dms —коэффициент молекулярной диффузии, постоянный для определенной концентрации соляной кислоты и тем­

пературы, м2/с; ucp — средняя линейная скорость движения СКР, м/с; v — кинематическая вязкость кислоты, м2/с.

Итак,

где Dos — коэффициент диффузии для НС1.

Значение Dos находим из табл. 6.19 для заданной концентра­ ции НС1, а значение вязкости воды — из табл. 6.20.

Линейная скорость фильтрации СКР в поровом пространст­ ве максимальная на стенках скважины с радиусом тс = 0,1 м; она уменьшается с увеличением радиуса проникновения кис­ лоты г. Определить суммарную площадь отверстий на цилинд­ рических фильтрационных поверхностях радиусом гдостаточно сложно. Для этого учитывают неравномерность проникновения СКР в разрезе вокруг скважины (в вертикальной и горизон­ тальной плоскостях), а также микронеоднородность норового пространства по распределению поровых каналов и участие их в фильтрации. Таким образом, площадь фильтрации F на рас­ стоянии г от скважины записывают в виде

F —2пг(я10 /100 дкуфкв, (6.196)

где г — радиус распространения СКР от оси скважины, м, г > гс; то —пористость пласта, %; 1ц, —эффективная перфо­

548

рированная толщина пласта, м; кв0 — коэффициент степени охвата пласта по вертикали (по данным промысловых исследо­ ваний); kr0 — коэффициент степени охвата пласта СКР по го­ ризонтали; Ц* — коэффициент, учитывающий участие пор в фильтрации СКР (по данным лабораторных исследований); кв — коэффициент вытеснения пластовой жидкости водным кис­ лотным раствором (по данным лабораторных исследований).

где ucp — средняя линейная скорость фильтрации, м/с; q —объемный расход СКР, м3/сут; F —площадь фильтрацион­ ных отверстий, м2.

По результатам анализов образцов пород предложено не­ равномерность охватывания породы обработкой СКР в гори­

П р и м е р 4.1. Пласт карбонизированного песчаника обра­ батывают раствором С0 = 15% НС1; т 0 = 14%; Ьэф = 78,3 м; кво = 0,35; ку ф= 0,28; кв = 0,5; q = 260 м*/сут; к0 = 0,044 мкм2; ТПЛ= 85 °С; v = 0,33 • 10_6 м2/с; Dos — зависит от концентрации СКР (см. табл. 6.19).

Решение

1. Сначала определяем суммарную площадь поровых отвер­ стий на расстоянии г от оси скважины, сквозь которые филь­ труется по пласту кислотный раствор по формуле (6.196):

F = 2 • 3,14г(14/100)78,3 • 0,35 ехр(-0,1г) ■0,28 • 0,5 = 3,37г ехр(-0,1г).

Здесь и далее решение записано, как функция г. Результа­ ты расчетов для различных г приведены в табл. 6.21.

2. Определяем среднюю скорость фильтрации кислотного раствора на расстоянии г по формуле (6.197)

иСР= (260/ 86400)/ F = 0,003/ F.

3. Число Рейнольдса находим по уравнению (6.194). Прини­ мая во внимание (6.191), рассчитываем диаметр поровых кана­ лов:

dCP= 0,57(0,044/14)-°-50,5 • 10 4 = 3,2 • 10“6 м.

Считаем, что кинематическая вязкость СКР равна вязкости воды с пластовой температурой Тпл = 85 °С, т.е.

v = 0,33 • 10~6 м2/с.

549

Число Рейнольдса определяем таким образом: Re = и,р• 3,2 ■Ю-6/0,33 ■1<Г6 = 9,7 иср.

4. Рассчитаем коэффициент массопередачи для реакции в поровом пространстве по формуле (6.193). Для этого сначала определим по формуле (6.195) значение коэффициента моле­ кулярной диффузии 15 %-ной НС1 для температуры пласта

Dm=[(0.212-10 *-0,0178-10 4)/273][(273+85)/0,0033-10-4]= 1,5-10 8, м2/с.

Подставив значение Dms в формулу (6.193), получим

(3 = 28,8-10 4 Re0 05 1,5-10"* /3,2•10'* = 13,5-Ю-6Re0 05.

5. Определим длительность реакции (с) в пласте по урав­ нению (6.192), подставив в него значение диаметра поровых ка­ налов dcp:

х = 0,575-3,2 10“6/p = 184-10"8/p.

Результаты расчетов (см. табл. 6.21) свидетельствуют о том, что скорость реакции в пласте измеряется секундами. Следо­ вательно, выдерживать соляную кислоту на реагирование не следует, так как она теряет почти всю свою химическую ак­ тивность во время поступления в пласт.

Задача 5.

Рассчитать параметры зоны растворения в СКР. Рассчитать глубину проникновения СКР в норовое пространство, количество растворенной породы и радиус зоны растворения на основании лабораторных исследований. Охарактеризовать изменение пористости пород после их обработки.

550