Зозуля Г.П., Герасимов Г.Т. и др. Капитальный ремонт скважин. Часть 1

Подождите немного. Документ загружается.

q – ускорение свободного падения, м/сек

1.4.6. Радиус проникновения загущенной (коркообразующей и не-

коркообразующей) ЖГ следует определить по формуле:

tSCV

cф

⋅⋅

⋅⋅+

(10)

где С - коэффициент инфильтрации ЖГ, 1/мин

0,5

;

- мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до

образования корки), м

/м

;

- площадь поверхности контакта ЖГ с пластом (площадь

перфорационных отверстий), м

;

t - время действия репрессии на пласт (время ремонта), мин.

1.4.7. Величину С для загущенной некоркообразующей жидкости

определяют по формуле:

эф

mΔPk60

⋅⋅⋅

(11)

где

эф

- эффективная вязкость фильтрующейся жидкости

(определяется для градиента сдвига 9 с

–1

, Па ⋅ с)

1.4.8. Величины V

и С для коркообразующей жидкости (с твердой

фазой) определяются экспериментальным путем по методике. Для ЖГ при

капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных ве-

личин в пределах: для V

= 5

15 л/м

, для С = 0,005

0,0005 м/мин

0,5

1.4.9. Величина S

для скважин, законченных открытым забоем, оп-

ределяется по формуле:

1cк

hr2S

⋅

⋅=

(12)

Для обсаженной и перфорированной скважины площадь поверхно-

сти контакта ЖГ с пластом S

определяется по формуле:

(

)

c0.перф0к

rlhnr2S

−

⋅

⋅=

(13)

В таблице 3 даны сведения о размерах перфорационных каналов,

получаемых с использованием отечественных высокопробивных кумуля-

тивных перфораторов.

1.4.10. Выбор ЖГ необходимо производить, исходя их минималь-

ных значений коэффициента инфильтрации С.

Таблица 3 - Технические характеристики отечественных

высокопробивных перфораторов.

Параметры

№

п/п

Тип пер-

форатора

макс.

диаметр,

мм

макс.

давле-

ние,

МПа

макс.

темпер,

n плот-

ность

перфора-

ции, отв/м

диам.

вход.

отв, мм

δ глуб.

канала,

мм

1 ПКО 89С 89 138 165 20 11,4 660

2 ПРК 42С 43 103 165 20 6,7 311

3 ПК 105С 105 138 165 12 9,7 655

1.5 Приведем пример оценки влияния жидкости глушения на про-

дуктивность скважин при проведении ремонтных работ.

1.5.1. Необходимая геолого-промысловая информация о продуктив-

ном пласте, конструкции скважины и виде ремонтных работ.

Из геолого-технической документации по скважине выбрать сле-

дующие данные (таблица 4):

Информация о виде ремонтных работ используется для оценки необ-

ходимой продолжительности ведения работ на скважине Т, сут.

1.5.2. Необходимо оценить влияние на продуктивность скважины

ЖГ при проведении ремонтных работ в течение 30 сут.

I.6 Расчет плотности жидкости глушения:

1.6.1 Определяем плотность жидкости глушения:

()

1277

108,935cos3228

05,015,31

tSCV

5,0

cф

⋅⋅⋅

+⋅

⋅⋅

⋅⋅+

−

кг/м

1.6.2. Определяем радиус проникновения фильтрата незагущенной

жидкости глушения:

1815,014,3

1815,08,912774

146,0105,1

0951,0

hmπ

hmqρ4

dΔP

cф

⋅⋅

⋅⋅⋅⋅

⋅⋅

⋅⋅⋅⋅

⋅

Таблица 4 - Расчет плотности и выбор компонентного состава

жидкости глушения при производстве

ремонтных работ

№

п/п

Данные по скважине №1905

на Западно-Талинском месторождении.

Показатели,

ед. изм.

• радиус скважины по долоту

= 0,0951 м

• диаметр эксплуатационной колонны

= 0,146 м

• отметка искусственного забоя по стволу

скважины

из

= 3228 м

• средний угол наклона (от вертикали) по

стволу скважины

= 35 град

• отметка спуска насосно-компрессорных труб

(НКТ) или насоса

тр

= 3210 м

• диаметр НКТ

тр

= 0,102 м

• средняя проницаемость пласта

k = 160 мД

• пористость пласта

m = 0,10-0,15

• коэффициент продуктивности скважины

до 0,5 м

/сут/атм;

• интервал перфорации

перф

= 3210-3228 м

10.

• тип перфоратора

ПКО - 89С

11.

• радиус перфорационного канала,

= 0,0057 м

12.

• длина перфорационного канала от центра

скважины,

= 0,66 м

13.

• плотность перфорации,

n = 20 отв/м;

14.

• газосодержание продукции,

до 100 м

/м

;

15.

• обводненность продукции (доля воды в неф-

тегазовой смеси)

b = 30%

16.

• плотность пластовой воды

= 1100 кг/м

;

17.

• альтитуда скважины

А = 100 м

18.

• пластовое давление и дата его замера

пл

= 31,51 МПа.

19.

• коэффициент безопасности

П = 0,05

20.

• температура на поверхности при производст-

ве работ

t = 20 С

21.

• температура на забое

t = 76 С

22.

• среднегодовая температура на устье

t = 0 C

1.6.3. Определяем коэффициент инфильтрации жидкости глушения

для загущенной некоркообразующей жидкости

005,0

mΔPk60

эф

⋅⋅⋅

= м/мин

Величины V и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой)

определяются экспериментальным путем. Для ЖГ при капитальном ре-

монте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в преде-

лах: для V() =5

15 л/м, для

С = 0,005 - 0,0005 = 0,5 м/мин.

1.6.4. Определяем площадь контакта (поверхность) жидкости с

пластом

()

(

)

39,70951,066,0182000579,014,32rlhnr2S

c00

−

⋅

=−⋅

⋅

⋅⋅⋅=

1.6.5. Принимаем:

Р - репрессия на пласт после глушения = 1,5 * 10

МПа;

- объем долива ЖГ во время ремонта мгновенная утечка (объем

ушедший в пласт жидкости до образования корки) = 10 м

/м

;

С - коэффициент инфильтрации ЖГ = 0,005 м/мин

0,5

;

t - время действия репрессии на пласт (время ремонта) = 30 суток или

(30 * 24 * 60) мин.

1.6.6. Определяем радиус проникновения загущенной (коркообразую-

щей и некоркообразующей) ЖГ

()

79,0

1815,014,3

60243039,7005,010

0951,0

tSCV

5,0

к0

cф

⋅⋅

⋅⋅⋅⋅+

⋅⋅

⋅⋅+

1.6.7. Определяем величину коэффициента дополнительных фильт-

рационных сопротивлений S (скин - эффект):

S = S

+ S

cc2

ln1

S ⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

71,0

0951.0

095.0

ln1

29,0

ln1

cc1

⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

1.6.8. Определяем величины коэффициентов S

и S

основанные на

результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или

модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава

()()

29,0

1ln

5,0

0057,020ln

0951.020ln

1ln

rnln

cc1

⋅−⋅⋅

⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

+⋅⋅−+⋅⋅

⋅⋅

2,2

19,0

95,0

ln1

43,0

ln1

cc2

=⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

43,0

2cc

∑

Тогда коэффициент дополнительных фильтрационных сопротив-

лений,

S = S

+ S

= 0,71 + 2,2 = 2,91

Заключение: Для глушения рассматриваемой скважины с целью

снижения отрицательного влияния жидкости глушения на продуктивность

предпочтительно использование данной жидкости глушения с добавкой

МК-3 и НТФ.

1.7 Выбор компонентного состава жидкости глушения

С целью сохранения коллекторских свойств высоконапорных про-

дуктивных горизонтов за счет исключения необратимой кольматации пор

частицами твердой фазы

и предотвращения гидратации глинистых мине-

ралов в качестве ЖГ используется в основном, водный раствор хлорида

кальция (СаСl

) и нитрата кальция (кальциевой селитры) плотностью до

1600 кг/м

Минимальной температурой кристаллизации обладают растворы с

соотношением солей 1 : 1, с небольшим преобладанием Ca(NO

)

. Неочи-

щенные рассолы плотностью 1600 кг/м

, содержащие до 1% примесей из

технических солей, имеют температуру кристаллизации в пределах от - 8

до - 16 °С. Та кие же рассолы плотностью 1500 кг/м

кристаллизуются при

температуре - 33°С, а плотностью 1400 кг/м

- при -58°С. Достаточная кор-

розионная инертность рассола обеспечивается введением едкого натра

(Na

СО

) до значений рН=7 - 8. Если длительность ремонтных работ пре-

вышает 30 суток, то необходимо в жидкость глушения ввести 0,2 % ОЭЦ

(оксиэтилцеллюлоза) или добавить ингибитор коррозии (0,2 %) КПИ-3.

Пример 2.

Требуется провести расчет компонентного состава ЖГ на основе

смеси CаCl

и Са(NO

)

полученной плотностью 1277 кг/м

, если темпера-

тура на поверхности минус 20°С, на забое 76°С, среднегодовая температу-

ра на поверхности земли (устье) равна 0 градусов С .

1. Определяем среднюю температуру в скважине и необходимую

плотность ЖГ на поверхности при 20°С:

(

)

(

)

(

)

380765,0tt5,0t

узср

⋅

⋅=

С (14)

где t

- статическая температура на забое скважины, °С;

- температура на устье скважины, °С.

2. Определяем плотность ЖГ для условий ее приготовления на по-

верхности:

(

)

(

)

128968,020381277ktt

nсрn

⋅

−

=⋅−+=

кг/м

(15)

где

- плотность ЖГ на поверхности при температуре t

, кг/м

;

- температура на поверхности земли, °С;

- средняя температура в скважине, °С;

К - температурный поправочный коэффициент, определяется по

со ответствующей методике 1.1. ориентировочно можно

принять К = 0,68.

3. Определяем процентное содержание компонентов, обеспечи-

вающее минимальную температуру кристаллизации жидкости:

СаС1

- 26,5 %

Ca(N0

)

- 28,0 %

0 - 45,5 %.

4. Определяем расход материалов для определения 1 м

жидкости

глушения (рассола):

6,341

100

5,261289

СaCl

⋅

= кг

()

360

100

0,281289

NOCa

⋅

= кг

5,586

100

5,451289

⋅

= кг

по соответствующей методике определяем содержание влаги в применяе-

мых солях /1/. Находим, например, что содержание влаги в CaCl

- 20 %, в

Са(NО

)

– 14%.

5. Определяем расход солей для приготовления 1 м

ЖГ с учетом

содержания влаги в солях:

427

20100

1006,341

СaCl

−

⋅

= кг

()

6,419

14100

1009,360

NOCa

−

⋅

кг

(

)

4,4426,4194271289OH

−

= кг

6. Определяем объем скважины из условия, что средняя толщина

стенки эксплуатационной колонны равна 8 мм

6,42210,3130,0785,0h

тр

эк

скв

=⋅⋅=⋅

⋅

7. Определяем необходимый объем жидкости глушения с учетом

условия:

• приготовление жидкости глушения равному двойному объему

скважины;

• коэффициента потерь К= 1,1

72,931,16,422КV2V

сквжг

⋅

⋅=

8. Находим потребное количество материалов для приготовления

93,7 м

ЖГ.

9,400097,93427СaCl

⋅

= кг;

()

5,393167,936,419NOCa

⋅

= кг;

9,414527,934,442OH

⋅

= м

Результаты расчета приводим в таблице 5.

Таблица 5 - Результаты расчета.

Материал

Расход материалов

на 1 м

рассола, кг

Расход солей

для приготовле-

ния 1 м

на кг

Потребное кол-во мате-

риалов для приготовле-

ния 93,7 м

ЖГ, кг

CaCl

341,6 427,0 40009,9

Ca(NO

)

360,9 419,6 39316,5

O 586,5 442,4 41452,9

2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Все более распространенной технологией интенсификации нефтедо-

бычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных

скважин, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные

продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характери-

стиками, стала технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Техно-

логия ГРП опробована почти во всех отложениях Западной Сибири, начи-

ная от верхнемеловых

до юрских.

Одним из недостатков ГРП является то, что при распространении

трещины по пласту ориентация и направление ее распространения обу-

словлены напряженным состоянием пород и не контролируется техноло-

гически. В результате этого трещина уходит за пределы продуктивного

пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае наличия вблизи про-

дуктивного водоносного пласта

способствует быстрому обводнению сква-

жины. В связи с этим перед проведением ГРП рекомендуется провести

глубокую кислотную обработку пласта.

В настоящее время скважины для проведения ГРП выбирают по сле-

дующим основным критериям:

• Дебит жидкости – до 10 м

/сут;

• Перфорированная мощность – не менее 3 м.;

• Обводненность – менее 30%;

• Остаточные извлекаемые запасы – не менее 70% начальных.

Произведем расчет процесса ГРП (Желтов С.А., Беренблат В.М.) ис-

пользуя исходные данные (таблица 6).

Определим вертикальную составляющую горного давления Р

гв

LgР

пгв

⋅

(16)

где

−

средняя плотность вышележащих пород, кг/м

Горизонтальную составляющую горного давления рассчитываем по

следующей формуле:

()

−

⋅

гв

(17)

где

= 0,3 - коэффициент Пуассона;

Таблица 6 - Исходные данные для расчета ГРП.

Показатель

Обозна-

чение

Величина

Ед.из

м.

1 2 3 4

Глубина скважины

L 2835

Диаметр скважины

D 0,2159

Вскрытая толщина пласта

h 20

Средняя проницаемость

2,8

-11

Модуль упругости пласта

Па

Коэффициент Пуассона

0,25

Средняя плотность пород над продуктив-

ным пластом

2070

кг/м

Ускорение свободного падения

g 9,81

м/с

Плотность жидкости разрыва

1000

кг/м

Вязкость жидкости разрыва

0,038

Па×с

Пористость трещины после закрытия

Концентрация песка в жидкости разрыва

c 800

кг/м

Внутренний диаметр НКТ

0,059

Плотность проппанта

пп

2,6

кг/м

Давление ГРП на забое скважины:

ргз

БРР +=

(18)

где

6Б

- предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв

(определяется по графику /2/), МПа.

Давление на устье скважины при ГРП определяется

плртргу

РБРРР

−

+= (19)

где

тр

Р - потери давления в системе обвязки и трубах (ориентировочно

можно принять Р

нкт

=0,2 МПа на 100м НКТ), МПа;

0,27P

пл

= МПа - пластовое давление.

Общий объем жидкости для проведения процесса ГРП определяется

по формуле:

пжрпр

VVVV

+= (20)

где

−

жр

объем жидкости разрыва,м

;

−

пр

объем продавочной жидкости ,м

;

−

V объем жидкости песконосителя ,м

Объем жидкости разрыва определяется из условия

жр

= м

на 1 м

эффективной толщи продуктивного пласта.

Общий объем продавочной жидкости

Hdк

нктвн

пр

⋅

(21)

где

3,1к = - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости

над объемом труб;

−

вн

d внутренний диаметр НКТ, м;

−

нкт

Н глубина спуска НКТ, м.

Объем жидкости песконосителя

V =

(22)

где

12М

= т – масса песка закрепителя;

56.0К

т/м

– концентрация песка в 1м

жидкости песконосителе.

Рассчитаем число насосных агрегатов по формуле:

АГР

тр

+= (23)

где

05,0Q

тр

≥

/с - требуемый расход;

0225,0Q

АГР

= м

/с - производительность насосной установки

«Кардвелл».

Число пескосмесительных агрегатов определяет

БУНК

N =

(24)