книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Кислотный раствор проникает в поровое пространство не­ равномерно. Поэтому, как и в задаче 4, учтено влияние макроне­ однородности (коэффициенты кво и кго) и микронеоднородности (коэффициент куф) породы. С учетом этого определяют объем кислотного раствора на расстоянии г от оси скважины:

VKS = 2пИЭфквокуфкв(т„/100)[exp(-0,1гс)(0,lrc +1)-

Если выражение в скобках обозначить функцией А(г), тог­ да уравнение (6.199) можно записать в виде

Вычисленные значения функции А(г) сведены в табл. 6.22. Расчет обычно выполняют в пределах гс < г й 10 м, где гс = 0,1 м, а шаг изменения радиуса составляет 0,1 м в преде­

ет заданному объему КР и строим графики Vks = f(r), как ука­ зано на рис. 6.24. Далее рассчитываем длительность поступле­ ния заданного объема кислотного раствора в пласт

где £„ —длительность закачивания СКР, мин; qK— расход СКР, м3/сут.

Порода растворяется в количестве Gs только в сфере про­ никновения СКР условным радиусом г. Это означает, что воз­ растает объем только той части порового пространства, которая заполнена СКР и контактирует с ним. Понятно, что это явля­ ется зоной реагирования кислоты с породой.

Т а б л и ц а 6.22

Результаты расчетов А(т) в зависимости от радиуса проникновения кислоты г

551

Количество раствореиной породы легко определить, если известен коэффициент возрастания пористости к^,,.

Для расчета kros используют результаты лабораторных экс­ периментов. Фильтруют излишек СКР для полного удаления карбонатов из образца породы и определяют увеличение его

пористости Ams. Применяют следующее выражение:

Количество растворенной породы (кг) в зоне г проникнове­ ния Vks объема соляной кислоты

где Рслг ~ 2000—2700 кг/м3 —плотность скелета растворяющейся в СКР породы: kms = 1,1—1,3 для слабокарбонатных песчаных пород.

где Gms — максимальная растворимость в кислотном рас­ творе, кг; DC, —потеря кислотности, мг • экв/м3; Rms — сред­ няя растворимость породы на единицу потери кислотности, кг/мг • экв.

552

Для условий обработки песчаных пород, например Предкарпатья, Rros = (17+25)10^ кг/мг • экв.

Считается, что потери кислотности составляют 90% ее на­ чального значения, или

(С^ определяют по табл. 6.19)

Подставив (6.205) в уравнение (6.204), найдем

(6.206)

После расчета G„, для заданных значений Vb радиус зоны растворения rjp находим графическим или приближенным ме­ тодом. Откладываем на оси Gs значение G„s и, пользуясь кривой Ga = f(r) (см. рис.6.24),получаем на абсциссе г искомый радиус зоны растворения, Наиболее часто радиус растворения изме­ няется в пределах от 0,5 до 1,5 м. Чтобы найти радиус раство­ рения продуктов в пласте гпрр, опустим перпендикуляр из за­ данного значения V* на ось абсцисс. Зная глубину обработки пласта кислотой, используем полученные результаты и постро­ им профиль нейтрализации кислоты в пласте (см. рис. 6.24) в координатах С/С0 = f(r), где С и С0 —соответственно текущая и начальная концентрации СКР.

П р и м е р 5Л. Пласт карбонизированного песчаника об­ работан 15%-ным раствором НС1. Условия см. задачу 4.1. Кро­

• 10-6 кг/мг • экв. Рассчитать параметры зоны растворения в СКР.

Решение.

1. Определяем сначала по формуле (6.200) возрастающий объем СКР по мере нагнетания его в пласт как функцию ус­ ловного радиуса:

Vks= 2 • 3,14 ■14 • 78,3 • 0,35 • 0,28 ■0,5A(r) = 337,3A(r).

Эти и последующие результаты расчетов сведены в табл, (6.23)

2. Продолжительность нагнетания (мин.) СКР на заданную глубину пласта (по радиусу) рассчитываем по формуле (6.201), расход кислотного раствора q = 260 м3/сут:

tv=1440Fte /260.

3. Количество породы, которая может быть растворена в зо­ не г проникновения СКР, определяем при условии известного kms — 1,2 и рск = 2700 кг/м3. С учетом этого запишем форму­ лу (6.203) в виде

Gj = 2700(1,2-l)Vb = 540 Vif.

553

Подставив эти значения в уравнение (6.206), получаем

G„ = 0,9 Vb . 4,46 ■206 = 80 Vks.

Результаты расчетов сведены в табл. 6.24

5.Построим по данным табл. 6.23 графики Vis = f(r) и G,= f(r) (см. рис. 6.24).

6.Опустив перпендикуляр из заданных значений V* и Gmi. на ось абсцисс, найдем радиусы зоны продуктов реакции и зо­ ны растворения —гпрр и г, р, которые приведены в табл. 6.24

Зная глубину обработки пласта кислотой и пользуясь по­ лученными результатами, построим профиль нейтрализации кислоты в пласте (см. рис. 6.24) для 6 м3 СКР.

554

Задача 6.

Рассчитать количество растворенной породы в солянокислом растворе. Известны карбонатность и глини­ стость песчаника.

Методику применяют, если отсутствуют данные иссле­ дований увеличения пористости образцов породы после об­ работки СКР, т.е. не определено Kms, как описано в задаче 5, или для сравнения с лабораторным экспериментом. Для ре­ шения задачи нужно знать содержание карбонатов и глин в породе.

Из лабораторных экспериментов исследования растворимос­ ти песчано-алевролитовых пород в СКР известно, что во время обработки излишком соляной кислоты в пластовых условиях из породы извлекаются около 25% алюмосиликатов и 50% кар­ бонатов. Растворения Si02 практически не происходит. С уче­ том приведенных данных запишем формулу растворимости по­ роды в излишке СКР в виде

содержание глин в породе, %; Ск — содержание карбонатов СаСОэ и МдСОэ в породе, %. Количество растворенной поро­ ды (кг) определяем по формуле

где рц = 2200—2300 — средняя плотность пористой поро­ ды, кг/м3; тп — пористость перед обработкой, %.

П р и м е р 6.1. Производят СКО скважины СКР. Рас­ считать количество растворенной породы, если известны

С„ = 6,6%, Ск = 3,2%, плотность породы рп = 2300 кг/м3, по­ ристость т„ = 14 %.

Решение.

1. Для определения количества растворенной породы рас­ считываем растворимость в СКР по формуле (6.207)

DGS =0,25 • 6,6 + 0,5 • 3,2 = 3,26 %.

2. Количество растворенной породы (кг) в зоне реагирова­ ния кислоты определяется как функция объема Vks по урав­ нению (6.208)

Gs =2300 Vb3,26/14 = 535 .

Далее строим зависимость Gs = f(r). Поскольку Vks также функция г, решаем задачу о радиусе зоны обработки СКР ана­ логично задаче 5.

555

Задача 7.

Рассчитать ожидаемое изменение пористости песчаного коллектора после обработки его солянокислотным раствором. Известны карбонатность и глинистость породы.

Методику применяют в случае отсутствия прямых лабора­ торных исследований определения kms при наличии данных, указанных в задаче 5.

Сначала рассчитываем количество растворенной породы (в %, по массе) по формуле (6.207)

Зная DGsопределяем объемную растворимость DVS(в %), ко­ торая отвечает увеличению пористости породы:

Далее по уравнению (6.203) находим Gs,

Задача в.

Определить объемы продавливающей и вытес­ няющей жидкости для кислотной обработки. Продавливающая жидкость содействует замене СКР в объемах НКТ и эксплу­ атационной колонны в интервале перфорации. Вытесняющая жидкость обусловливает перемещение СКР в пласте за преде­ лы зоны растворения для полного использования химической активности кислоты.

Обоснуем необходимость применения вытесняющей жид­ кости. Реакция СКР в пласте происходит почти мгновенно (за­ дачи 4 и 5), профиль нейтрализации кислоты прямоугольный. Радиус зоны растворения породы кислотой можно определить по рис. 6.22. Как видим, на расстоянии меньшем, чем ради­ ус зоны растворения г < гз р, после продавливания всего СКР из скважины в пласт образуется зона, заполненная кислотой с начальной концентрацией, так как все растворимые в СКР компоненты уже удалены. Это означает, что объем СКР, кото­ рый содержится в этой зоне, не используется и выносится на поверхность либо в систему накопления нефти. Также впол­ не возможно образование в пласте и стволе нефтекислотных эмульсий во время дренирования пласта с целью очищения от продуктов реакции. Поэтому необходимо вытеснить всю хими-

556

чески активную кислоту за пределы растворения, где она ней­ трализуется. Для этого следует после СКР закачать в пласт дополнительный объем вытесняющей жидкости, несколько больший объема зоны растворения, который определяют по графику Vk = f(r) для г = гэр. Таким образом,

Когда НКТ для СКО спускаютк нижнему отверстию пер­ форации напротив обрабатываемых кислотой пластов, то объ­ ем (м3) продавливающей жидкости

где d, deH — внутренний и внешний диаметры НКТ, м; DK— внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; Нно и Нв о —глубина нижнего и верхнего отверстий перфорации в скважине или обрабатываемого интервала во время поинтервальной обработки.

П р и м е р е . ! . Рассчитать объем продавливающей и вы­ тесняющей жидкости для следующих условий: интервал об­ работки пласта НИ0 — 2823 м, Нво = 2733 м; DK = 0,124 м, dRH= 0,073 м; da = 0,062 м. Для Vks= 6 м3 объем V3pjs = 0,9 м3.

Решение

1. Рассчитаем объем вытесняющей жидкости по формуле

(6.212)

Ктс= 1=2 • 0,9= 1,1 м3.

Если значение V,ps неизвестно, по уравнению (6.213) мож­ но найти

Kp.i - 0,3 ■6 = 1,8м3.

2. Рассчитаем объем продавливающей жидкости по фор­ муле (6.214)

УПРД= 0,785((0,0622 • 2823) + (0,1242 - 0,0732)(2823 - 2733)) = 9,42 м3.

6.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

(Hydraulic fracturing of formation, hydrofrac)

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) —это ме­ тод образования новых трещин или расширение некоторых су­

557

ществующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жид­ кости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например, кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличивается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью.

Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости с поверхности, становится больше местного горно­ го давления. Заметим, что образование новых трещин харак­ теризуется резким снижением давления в устье скважины на 3—7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости сква­ жины, который после ГРП должен увеличиться как минимум в 3—4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком.

ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных слан­ цев и глин. Это метод не только восстановления природной про­ дуктивности скважин, но и значительного ее увеличения.

Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5—10 т песка при концентрации 50—200 кг/м3) и обеспечивают двух — трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопроницае­ мых пластах с загрязненной призабойной зоной.

С увеличением количества песка до 20 т проводят глубо­ копроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), кото­ рый содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от ради­ ального к линейному с подключением новых зон пласта, изо­ лированных вследствие макронеоднородности. Трещины тако­ го ГРП достигают 100—150 м в длину при ширине 10-20 мм.

Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньюто­ новскими жидкостями —гелями, которые обладают очень боль­ шой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента —кера­ мического проппанта (до 1000 кг/м3), обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости тре­ щин МГРП достигается за счет значительного повышения кон­ центрации закрепляющего агента до 300—800 кг/м3 в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на

558

уровне 6—20 т. Продолжительность эффекта увеличения деби­ та скважин после МГРП обычно составляет 1,5—3 года.

В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм2 при­ меняют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время ко­ торого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т. Массивный ГРП —очень до­ рогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50%.

При мощных и массивных ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, пакеры, оборудование устья}.

При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развива­ ются глубокие (50—100 м) трещины небольшой ширины (3— 5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при МГРП гелями). При этом практически не возникают ситу­ ации выпадения закрепляющего агента («tip screen out») или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого («frac pack»). После этого в стволе скважины ос­ тается большая пробка закрепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-эко­ номические показатели, осуществляются с меньшими ослож­ нениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с но­ выми технологиями,

Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме.

Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опус­ кают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого давле­ ния. Устье скважины обустраивают арматурой, например 2АУ700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например 4АН-700, обвя­ зывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистерна­ ми вместимостью по 20 м3 либо сливают в стационарный ре­ зервуар (по 50 м3) общей вместимостью 100—300 м3. Вспомога­ тельные насосные агрегаты (ЦА-320М) закачивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком направ­ ляются на вход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания ■в скважину.

Для глубокопроникающих ГРП по технологии ВНИИнефти применяют неньютоновские жидкости с динамической вяз­ костью 50—200 мПа-с при скорости сдвига 650—1100 с-1 (q =

— 2100—3500 м3/сут.) и температуре 20 °С, стабильные (2 ч)

559

при пластовой температуре. ВНИИКРнефтью предложена ре­ цептура на водной основе, содержащая 1—2,5% КМЦ, 1—3% хроматов, 0,2—0,7% лигносульфата, 0,75—2,1% соли хлорнова­ той кислоты, которая применяется для пластовых температур 60—lSO'C. Новые типы песконосителей разработаны на Укра­ ине. Продавливающая жидкость должна быть маловязкой и не гореть. Обычно применяют водные растворы с добавкой 0,1—0,3% ПАВ. Для закрепления трещин в скважинах глуби­ ной до 3000 м, как установлено практикой, пригоден кварце­ вый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50—70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители — проппанты.

6.7.1. МЕТОДИКА РАСЧЕТОВ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ

ПРОЦЕССА

(Calculation procedures of the main process characteristics)

Давление разрыва пласта pp —наиболее важный параметр ГРП. Установлено, что можно оценить давление раз­ рыва пласта по значению вертикального горного давления р„:

Поскольку рр зависит от напряженного состояния пород, которое определяется не только глубиной их залегания, такая оценка очень ненадежна.

Метод определения ожидаемого давления разрыва пласта с учетом напряженного состояния пород оценивается путем про­ бного испытания приемистости скважины.

Для анализа используют индикаторные кривые ГРП.

Для каждой скважины, где планируется ГРП, необходимо определить давление на забое р0с наименьшим расходом жид­ кости насосного агрегата q0, равным 220—250 м3/сут., давление на забое р^, соответствующее четырехкратному увеличению коэффициента приемистости скважины, а также максималь­ ное давление на забое рРМ, достигнутое при ГРП. Например, для Предкарпатского региона

Для определения ожидаемого давления ГРП используют также понятие вертикального градиента давления gradр, явля-

560