методические указания

Министерство науки и высшего образования РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Иркутский национальный исследовательский технический университет»
Методы интенсификации притока нефти
Методические указания
по выполнению практических работ
Издательство
Иркутского национального исследовательского технического университета
2018
УДК 622.276.6
Рекомендовано к изданию редакционно-издательским советом ИРНИТУ
Рецензент
канд. техн. наук, доцент кафедры нефтегазового дела ФГБОУ
ВО «ИРНИТУ» Н.А. Буглов
Методы интенсификации притока нефти: метод. указания по
выполнению практических работ / сост.: В.Г. Заливин – Иркутск: Изд-во
ИРНИТУ, 2018. – 74с.
Соответствуют требованиям ФГОС ВО по направлению подготовки
«Нефтегазовое дело».
Предлагается методика проведения исследований, теоретический
материал, раскрывающий принцип основных работ по интенсификации
притока нефти к скважине.
Предназначены для студентов 4-го курса Института недропользования
ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», изучающих дисциплину «Методы интенсификации
притока нефти» в рамках подготовки бакалавров.
© ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», 2018
2
Учебное издание
Методы интенсификации притока нефти
Методические указания
по выполнению практических работ
Составитель:
Заливин Владимир Григорьевич
В авторской редакции
3
Объем дисциплины
Трудоемкость в академических часах
(Один академический час соответствует 45 минутам
астрономического часа)
Вид учебной работы
Общая трудоемкость дисциплины
Аудиторные занятия, в том числе:
лекции
лабораторные работы
практические/семинарские занятия
Самостоятельная работа (в т.ч. курсовое
проектирование)
Трудоемкость промежуточной аттестации
Вид промежуточной аттестации (итогового
контроля по дисциплине)
Всего
216
20
6
14
Курс №4
18
2
2
-
Курс №5
198
18
4
14
187
16
171
9
-
9
Экзамен
-
Экзамен
Перечень практических занятий, курс №5
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
Темы практических (семинарских) занятий
Расчёт коэффициентов, характеризующих неоднородность
продуктивных пластов
Скин-фактор и свойства призабойной зоны
Факторы, ухудшающие сообщаемость пласта со скважинами, их
влияние на продуктивность или приёмистость скважин
Причины проведения гидроразрыва пласта
Расчёт инженерных показателей при проектировании гидроразрыва
пласта
Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном
коллекторе
Расчёт солянокислотной обработки скважины
Итого
4
Кол-во
акад.
часов
2
2
2
2
2
2
2
14
Содержание
Практическая работа №1. Расчёт коэффициентов, характеризующих
неоднородность продуктивных пластов ............................................................... 6
Практическая работа №2. Скин-фактор и свойства призабойной зоны .......... 24
Практическая работа №3. Факторы, ухудшающие сообщаемость пласта со
скважинами, их влияние на продуктивность или приёмистость скважин ...... 30
Практическая работа №4. Причины проведения гидроразрыва пласта .......... 40
Практическая работа №5. Расчёт инженерных показателей при
проектировании гидроразрыва пласта ................................................................ 48
Практическая работа №6. Определение дебита скважины после ГРП в
сложнопостроенном коллекторе.......................................................................... 56
Практическая работа №7. Расчёт солянокислотной обработки скважины ..... 60
5
Практическая работа №1. Расчёт коэффициентов, характеризующих
неоднородность продуктивных пластов
Введение
Геологическая неоднородность должна рассматриваться на каждом
структурном уровне отдельно. Этим уровням соответствуют пять типов
неоднородности:
ультрамикронеоднородность,
микронеоднородность,
мезонеоднородность, макронеоднородность и метанеоднородность.
Ультрамикронеоднородность. Неоднородность этого типа есть
изучаемое по отдельному образцу свойство породы, структура которой
геометрически, очевидно, показана быть не может, так как невозможно
определить и зафиксировать положение в пространстве каждого элемента
этого уровня, т. е. каждого минерального зерна. Поэтому имеется
возможность только количественного описания структуры.
Характеристикой ультрамикроструктуры породы является, прежде
всего, её гранулометрический (механический) состав. Для большинства
нефтесодержащих пород размеры частиц колеблются в пределах 0,01-1 мм.
Наряду с обычными зернистыми минералами в породе также содержатся
глинистые и коллоидно-дисперсные частицы с размерами меньше 0,001 мм.
Степень неоднородности породы по размерам слагающих ее зёрен
характеризуется коэффициентом неоднородности, равным отношению d60/d10,
где d60 и d10 – диаметры частиц, при которых сумма масс фракций с
диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет
соответственно 60 и 10 % от массы фракций. Коэффициент неоднородности
зёрен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в
пределах 1,1-20.
Важной характеристикой структуры образца пористой породы является
распределений в нём зёрен по размерам, от которого зависит размер пор.
Результаты изучения ультрамикронеоднородности используются при
подборе фильтров для нефтяных скважин: размеры отверстий фильтра,
устанавливаемого для предотвращения поступления песка в скважину,
должны соответствовать диаметрам частиц.
Информация об ультрамикронеоднородности учитывается при
исследовании процессов вытеснения нефти водой или других вытесняющим
агентом: от ультрамикронеоднородности зависит количество нефти,
остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде плёнок,
покрывающих поверхность зерен.
Микронеоднородность. При изучении структуры нефтегазоносного
пласта на данном уровне в качестве элементов рассматривают образцы
породы, по которым определяются ее коллекторские свойства.
Характеристикой отдельного образца будет определенное по нему
единственное значение каждого из тех геолого-физических свойств
(литологии, пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и
6
т. п.), изучение которых необходимо для решения стоящей перед геологом
задачи.
Из всего объёма изучаемых пород может быть изготовлено огромное
количество образцов, определить положение их всех в статистическом
геологическом пространстве невозможно. Следовательно, и в данном случае
геометрические методы представления структуры неприменимы. Ее
описание оказывается возможным, как и на предыдущем уровне, только
вероятностно-статистическими методами, основным из которых является
метод распределений.
Изучение микронеоднородности, и в частности статистических
распределений свойств нефтегазоносных пластов, позволяет решать ряд
практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей:
1)
оценивать погрешность определения средних значений геологофизических свойств и, следовательно, степень разведанности залежи по
уровню изученности свойств пород в процессе разведки месторождения;
2)
оценивать процент выноса керна при его выбуривании;
3)
определять кондиционные пределы параметров продуктивных
пород;
4)
выделять тела-элементы вышележащего структурного уровня
путём проведения условных границ по кондиционным и другим граничным
значениям свойств пород;
5)
получать формулы для вычисления погрешностей определения
свойств элементарных тел на вышележащих структурных уровнях и
погрешностей подсчёта запасов;
6)
прогнозировать при проектировании разработки темп обводнения
скважин и возможный коэффициент заводнения пластов.
Мезонеоднородность. Для выявления структуры пласта (горизонта) на
данном уровне необходимо путём детальной корреляции разрезов скважин
выделить и проследить распространение по площади отдельных прослоев
коллекторов провести условные границы, разделяющие породы-коллекторы,
например, на высокопродуктивные и низкопродуктивные. В результате
такого расчленения объёма залежи будет получена сложная мозаичная
картина размещения в разрезе и по площади геологических тел,
характеризующихся различной продуктивностью, а, следовательно, и
нефтенасыщенностью, различными коллекторскими свойствами и т. п.
Количественно
мезонеоднородность
можно
охарактеризовать
суммарными величинами площадей Fi , занятых всеми элементами одного
типа, отнесёнными ко всей площади F.
Изучение мезонеоднородности необходимо для решения следующих
задач разработки:
1)
выделения работающих и неработающих частей разреза в каждой
добывающей и нагнетательной скважине, а также активно и пассивно
отрабатываемых частей залежи;
7
2)
оценки
удельного
веса
объёмов
внутри
залежи,
характеризующихся разной продуктивностью;
3)
выявления фактических и потенциальных путей внедрения в
залежь воды (пластовой или закачиваемой);
4)
контроля за продвижением ВНК и выявления тупиковых зон, с
которыми связаны значительные потери нефти и газа в недрах;
5)
оценки и повышения охвата пласта воздействием.
На основе решения первой задачи составляются карты
распространения коллекторов разной продуктивности, которые используются
при решении последующих задач.
Макронеоднородность.
Если
каждый
прослой
коллектора
рассматривать как единое нерасчленимое целое, т. е. выделять в разрезах
скважин только коллекторы и неколлекторы и прослеживать
распространение тех и других по площади залежи, то можно изучить
макроструктуру
нефтегазоносного
пласта
(горизонта)
и
его
макронеоднородность.
Макроструктура может быть отражена как графическими, так и
количественными методами.
Макроструктура пласта или горизонта в плане отображается с
помощью карт распространения коллекторов, профилей, схем сопоставления
разрезов скважин, на которых происходит слияние пластов (для горизонта)
или пропластков (для пласта) с ниже- и вышележащими пластами или
пропластками.
Существует ряд количественных показателей, характеризующих
макронеоднородность пласта по разрезу и по площади. Для характеристики
разреза используются коэффициент расчленённости и коэффициент
песчанистости.
Характеристикой
макронеоднородности
служит
коэффициент
литологической связанности kсв, который оценивает степень слияния
коллекторов двух пластов (прослоев).
Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи:
1)
выявлять форму сложного геологического тела, служащего
вместилищем нефти или газа в пределах пласта;
2)
выявлять участки отсутствия коллекторов и участки повышенной
их мощности, возникающей в результате слияния прослоев;
3)
обосновывать
местоположение
рядов
добывающих
и
нагнетательных скважин при проектировании разработки;
4)
выявлять участки затруднённого и активного подъёма ВНК;
5)
выявлять места перетока нефти и газа из одного пласта в другой
при разработке залежей.
Метанеоднородность. В качестве элементов структуры на данном
уровне выступают крупные части залежи, различающиеся по каким-либо
наиболее общим свойствам, таким, как характер насыщения, литологии и
т. п. В метаструктуре нефтегазовой залежи как системы на данном уровне
8
служат различные зоны, которые могут быть выделены в пределах залежи по
характеру насыщения, а также – в случае большой мощности продуктивных
отложений – зональные интервалы, выделяемые из геологических (например,
по характеру макронеоднородности) или технических соображений. При
объединении нескольких залежей в один эксплуатационный число элементов
метаструктуры увеличивается: в качестве элементов эксплуатационного
объекта как единой системы будут выступать части всех залежей,
объединённых в единый объект.
Пока
единственным
способом
описания
и
отображения
метанеоднородности является использование профильных разрезов и карт, на
которых показаны границы элементов метауровня.
В настоящее время наиболее широко изучается геологическая
неоднородность
нефтегазонасыщенных
пород
и
пластов
на
ультрамикроуровне, микроуровне и макроуровне. Мезо- и метауровням
уделяется меньше внимания, хотя знания о первом крайне важны для
решения задач повышения нефтегазоотдачи, а знания о втором – для
выделения
эксплуатационных
объектов
на
многопластовых
месторождениях.
Цель работы: охарактеризовать и оценить неоднородность пластов по
показателям, отображающим особенности геологического строения залежи.
Задание: понять оценку степени неоднородности пластов для
выявления коллекторов разной продуктивности.
Теоретические сведения
Неоднородность пластов можно охарактеризовать и оценить
посредством ряда показателей, отображающих особенности геологического
строения залежи. Показатели макронеоднородности пластов по цели
использования можно разделить на две условные группы:
1) показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку
степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;
2) показатели, используемые в гидродинамических расчётах при
проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.
К показателям первой группы, используемым для сравнительной
оценки степени геологической неоднородности пластов, относятся:
коэффициент песчанистости, расчленённости, литологической связанности и
коэффициенты выдержанности.
Коэффициент песчанистости
Коэффициент песчанистости рассчитывается по формуле 1:
9
hэф
K песч 
h
общ
n
, (1)
где:
hэф – эффективная мощность пласта в отдельной скважине.
Под эффективной мощностью понимают суммарную мощность
прослоев песчаника за вычетом прослоев непроницаемых пород.
hобщ – общая мощность пласта от его кровли до подошвы в той же
скважине;
n – число скважин.
Коэффициент расчленённости
Коэффициент расчленённости рассчитывается по формуле 2:
K расчл 
l1  l 2  ...  li  li

, (2)
n
n
где:
l1, l2, … – число прослоев коллекторов в каждой скважине;
n – общее количество скважин.
В том случае, когда эксплуатационный объект представлен пластом
песчаника, Красчл = 1.
Чем выше Красчл и чем ниже Кпес, тем выше макронеоднородность
пласта.
Коэффициент литологической связанности (литологического
слияния)
При фильтрации нефти в пласте большое практическое значение имеет
гидродинамическая связь с соседними пластами или прослоями того же
пласта. Степень связи пластов характеризуется коэффициентом слияния
пластов (см. формулу 3). Чем больше коэффициент слияния, тем больше и
степень связанности коллекторов по вертикали. Ксл можно определить по
количеству скважин в которых пласт монолитен.
K сл 
n
N
св
, (3)
где:
nсв – скважины, в которых установлена литологическая связь пластов
(песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями);
N – общее количество скважин.
Также о степени литологической связи пластов можно судить по
площади на которой происходит слияние пластов или прослоев (см. формулу
4). Эта площадь может быть замерена по схеме разбуривания.
10
K сл 
S
слi
S общ
, (4)
где:
Sсл – площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены
глинистыми прослоями (монолитен);
Sобщ – общая площадь залежи.
Коэффициент литологической выдержанности пластов
Непроницаемые слои при эксплуатации залежи препятствуют
фильтрации жидкости в вертикальном направлении. В ряде случаев это
положительным образом влияет на процесс разработки, затрудняя, например,
поступление воды в скважину из обводнённой части пласта.
Под коэффициентом литологической выдержанности Кл.в. понимается
отношение площади распространения коллекторов пласта Sк к общей
площади залежи S (см. формулу 5):
K лв 
Sк
, (5)
S общ
где:
Sк – площадь распространения коллекторов, которая определяется по
карте распространения коллекторов (αПС);
Sобщ – общая площадь залежи.
Чем больше Кл.в., тем больше степень гидродинамической связанности
коллекторов по горизонтам. При вычислении Кл.в. использовать карты
распространения коллекторов. Коэффициент литологической выдержанности
характеризует охват пласта воздействием по площади.
Методика выполнения работы
Были получены первые геологические данные по скважинам
Ангарского месторождения (см. таблицу 1). К ним относятся: эффективная
мощность пласта в отдельной скважине, приуроченная к отдельным пластам;
общая мощность пласта от его кровли до подошвы в той же скважине,
приуроченная к отдельным пластам; а также количество пропластков.
Необходимо
определить:
коэффициент
песчанистости
Кпес,
коэффициент расчленённости Красчл, коэффициент слияния (литологической
связанности) Ксл, коэффициент литологической выдержанности Кл.в..
11
Таблица 1 – Исходные данные
Пласт А11
Пласт А12
Пласт А13
№ скв hобщ, hэф, кол-во hобщ, hэф, кол-во hобщ, hэф, кол-во
м
м пропл. м
м пропл. м
м пропл.
2016 3,8
2
1
4,0 2,1
1
10,0
2043 3,0 2,5
1
4,0 4,0
1
6,0 3,8
2
2076 3,0 1,5
1
4,0 3,8
2
16,0 14,8
1
2041
2
2002
2
2020
3
2004
1
2039
1
2047
2024
2036
2030
1) Рассчитаем коэффициент песчанистости:
Коэффициент песчанистости рассчитывается по формуле 1:
hэф
K песч 
h
общ
n
, (1)
где:
hэф – эффективная мощность пласта в отдельной скважине.
Под эффективной мощностью понимают суммарную мощность
прослоев песчаника за вычетом прослоев непроницаемых пород.
hобщ – общая мощность пласта от его кровли до подошвы в той же
скважине;
n – число скважин.
Пласт А11: Кпес = (2,0/3,8+2,5/3,0+…+1,0/3,0)/12 =0,0239;
Пласт А12: Кпес = (2,1/4,0+4,0/4,4+…+3,8/7,0)/12 =0,0191;
и т.д.
2) Рассчитаем коэффициент расчленённости:
Коэффициент расчленённости рассчитывается по формуле 2:
K расчл 
l1  l 2  ...  li  li

, (2)
n
n
где:
l1, l2, … – число прослоев коллекторов в каждой скважине;
12
n – общее количество скважин.
В том случае, когда эксплуатационный объект представлен пластом
песчаника, Красчл = 1.
Чем выше Красчл и чем ниже Кпес, тем выше макронеоднородность
пласта.
Пласт А11: Красчл = (1+1+1+…+)/12 = 0,75
Пласт А12: Красчл = (1+1+2+…+)/12 = 0,91
Пласт А13: Красчл = (2+1+2+…+)/11 = 0,66 (т.к. в скв. 2016 пласт отсутствует).
3) Рассчитаем коэффициент литологической связанности (двумя
способами):
Коэффициент литологической связанности рассчитывается по формуле
3:
K сл 
n
св
N
, (3)
где:
nсв – скважины, в которых установлена литологическая связь пластов
(песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями);
N – общее количество скважин.
Пласт А13: в скважинах 2076, 2004, 2039, 2030, 2036 – пласт монолитен.
Ксл = 5/12=0,42.
Также о степени литологической связи пластов можно судить по
площади на которой происходит слияние пластов или прослоев (см. формулу
4). Эта площадь может быть замерена по схеме разбуривания.
K сл 
S
слi
S общ
, (4)
где:
Sсл – площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены
глинистыми прослоями (монолитен);
Sобщ – общая площадь залежи.
Площадь залежи (Sобщ) определяется по структурной карте кровли
пласта в пределах внешнего контура нефтеносности. В данном случае
рассматривается участок залежи, поэтому общая площадь определяется
расчётным путём с использованием схемы разбуривания (см. рисунок 1).
Площадь разбурена сеткой скважин 500 х 500. Площадь участка залежи
принята 1500000 м2, прямоугольником размером 1500 х 1000 м.
13
Рисунок 1 – Схема расположения скважин по которой высчитывается
площадь слияния коллектора в пласте А1, Ангарского месторождения
Общая площадь Sобщ и площадь слияния Sсл высчитывается с учётом
масштаба. Площадь вычислять в квадратных сантиметрах, а затем перевести
в квадратные метры.
В скважинах 2076, 2004, 2039, 2036, 2030 – пласт–коллектор
монолитен. Его площадь равна 687500 м2.
Пласт А13: Ксл = 687500/1500000 =0,458
4) Рассчитаем
коэффициент
литологической
выдержанности
пластов:
Коэффициент литологической выдержанности рассчитывается по
формуле 5:
K лв 
Sк
, (5)
S общ
где:
Sк – площадь распространения коллекторов, которая определяется по
карте распространения коллекторов (αПС);
Sобщ – общая площадь залежи.
Чем больше Кл.в., тем больше степень гидродинамической связанности
коллекторов по горизонтам. При вычислении Кл.в. использовать карты
распространения коллекторов (см. рисунок 2 и рисунок 3). Коэффициент
литологической выдержанности характеризует охват пласта воздействием
по площади.
Общая площадь Sобщ участка залежи принята 1500000 м2, – её
определили ранее. Площадь литологической выдержанности Sл.в.
высчитывается по аналогии с площадью слияния (см. рисунок 2 и рисунок 3).
14
Рисунок 2 - Карта распространения коллекторов, по которой высчитывается
площадь литологической выдержанности коллектора, пласт А11
Площадь участка залежи принята 1500000 м2, прямоугольником
размером 1500 х 1000 м.
Пласт А11: пласт как коллектор выявлен в скважинах 2016, 2043, 2076,
2020, 2039, 2030, 2036, 2047 (см. рисунок 2). Его площадь равна 1200000 м 2.
В четырёх скважинах отсутствует коллектор, что хорошо видно на карте.
Кл.в = 1200000/1500000 = 0,8.
Рисунок 3 - Карта распространения коллекторов, по которой высчитывается
площадь литологической выдержанности коллектора, пласт А12
Пласт А12: пласт как коллектор выявлен в скважинах 2043, 2076, 2002,
2020, 2004, 2039, 2030, 2036, 2047 (см. рисунок 3). Его площадь равна
1060000 м2. Коллектор отсутствует в трёх скважинах
Кл.в = 1060000/1500000 = 0,7.
Данные расчёта коэффициентов неоднородности занести в таблицу 2.
15
Таблица 2 – Результаты расчётов
Пласт А11
Пласт А12
Пласт А13
№ скв hобщ, hэф, кол-во hобщ, hэф, кол-во hобщ, hэф, кол-во
м
м пропл. м
м пропл. м
м пропл.
2016 3,8
2
1
4,0 2,1
1
10,
2043 3,0 2,5
1
4,0 4,0
1
6,0 3,8
2
2076 3,0 1,5
1
4,0 3,8
2
16,0 14,8
1
2041
2
2002
2
2020
3
2004
1
2039
1
2047
2024
2036
2030
Кпес
0,54
0,67
0,57
Красчл
1
1,4
1,9
Ксл
0,83
0,5
0,33
0,25
Кл.в.
0,8
0,7
Заключение
Выводы о строении разреза, сравнительная характеристика
продуктивных пластов по степени расчленённости, песчанистости,
литологической связанности и литологической выдержанности.
Предложения о направлении дальнейших работ по изучению наиболее
перспективного пласта.
Пример:
В ходе геологических построений видно, что скважина
№…практически не имеет проницаемых прослоев…
Скважины № 1136, 1036, … имеют очень хорошую литологическую
выдержанность пласта А11, коэффициент слияния = …
Для детального обоснования модели залежи необходимо рассмотреть
фильтрационные параметры продуктивного пласта, определённые по керну и
ГИС.
16
Исходные данные
Таблица 3 - Варианты работ
Вар. шифр Вар. шифр
111
213
1
7
112
214
2
8
113
312
3
9
114
222
4
10
211
314
5
11
212
411
6
12
шифр
412
413
414
121
131
221
Вар.
13
14
15
16
17
18
Вар.
19
20
21
22
23
24
шифр
231
333
321
331
341
421
шифр
431
441
122
123
124
444
Вар.
25
26
27
28
29
30
Таблица 4 – Варианты для пласта А11
№
скв
1 - Пласт А11
2 - Пласт А11
hобщ,
hэф,
кол-во
hобщ,
hэф,
м
м
пропл.
м
2016
3,8
2
1
2043
3
2,5
2076
3
2041
3 - Пласт А11
4 - Пласт А11
кол-во hобщ, hэф,
кол-во hобщ, hэф, кол-во
м
пропл.
м
м
пропл.
м
м
пропл.
8,2
3,8
1
5,5
3,4
1
4,5
2,3
1
1
5,9
3,7
1
5,1
2,4
1
6,4
2,2
1
1,5
1
6,9
2,8
1
6
2,4
1
3,2
2,9
1
1,8
0
0
4,4
0
0
3,9
0
0
1,6
0
0
2002
4
3,4
1
4
3,1
1
8,3
3,8
1
3,4
2,9
1
2020
3,1
2,7
1
6,3
2,5
1
3,5
2,1
1
5,3
3,1
1
2004
4,1
2,2
1
3,6
3,1
1
7,1
2,2
1
6,6
2,5
1
2039
4,5
2,2
1
7,9
3,2
1
4,6
3,1
1
5,6
2,3
1
2047
6,2
2,6
1
4,8
2,9
1
4,1
3,1
1
5,1
2,3
1
2024
4,9
0
0
2,4
0
0
4,3
0
0
4,6
0
0
2036
4,6
2,6
1
4,4
2,3
1
5,6
2,8
1
5,2
2,9
1
2030
4,4
3,5
1
2,7
2,3
1
3,2
2,1
1
5,7
3,2
1
17
Таблица 5 - Варианты для пласта А12
№
скв
1 - Пласт А12
hобщ, hэф,
кол-во
2 - Пласт А12
hобщ, hэф,
3 - Пласт А12
кол-во
hобщ, hэф,
4 - Пласт А12
кол-во
hобщ, hэф,
кол-во
м
м
пропл.
м
м
пропл.
м
м
пропл.
м
м
пропл.
2016
4
2,1
1
8,2
3,5
1
6,3
4,3
1
6,2
5,3
2
2043
4
4
1
6,6
3,8
1
3,7
3,1
2
7,7
4,7
2
2076
4
3,8
2
4,4
2,2
2
6,9
4,2
2
7,4
4,8
2
2041
4,2
0
1
3,6
0
0
3,9
0
0
1,6
0
0
2002
6,9
5,1
2
5,4
2,3
2
7
2,1
1
4,2
3,6
2
2020
8,9
5,7
1
4,1
3,4
2
8,7
4,4
2
8,9
5,7
2
2004
4,5
3,4
1
10,2
5,6
2
6,8
3,1
1
6,3
4,3
2
2039
6,2
2,5
2
6,9
3,3
2
6,9
2,6
1
8,4
5,9
2
2047
7,3
5,5
1
5,4
3,4
2
6,7
3,1
2
4,7
2,9
2
2024
2,6
0
2
1,3
0
0
3,2
0
0
1,7
0
0
2036
10,8
5,8
1
4,5
3,2
2
7,1
2,7
1
6,4
5,9
1
2030
5,1
2,2
2
9,1
4,7
1
5,6
3,2
1
6,1
5,7
2
Таблица 6 - Варианты для пласта А13
1 - Пласт А13
№ скв hобщ,
hэф,
2 - Пласт А13
кол-во hобщ,
3 - Пласт А13
hэф, кол-во hобщ,
4 - Пласт А13
hэф, кол-во hобщ,
hэф, кол-во
м
м
пропл.
м
м
пропл.
м
м
пропл.
м
м
пропл.
2016
17,2
9,3
3
4,3
0
0
18,4
6,2
1
14,9
14,2
1
2043
22,4
13,8
3
16,9
3,8
3
12
6,8
1
19,5
7,4
1
2076
25,9
14,9
3
20,8
14,8
3
25,3
12,6
1
17,3
10,9
1
2041
12,9
0
0
13,7
0
0
4,4
0
0
4,5
0
0
2002
16,7
4,6
2
16,2
11,6
2
21,2
8,9
1
29,3
16,9
3
2020
21,5
10,6
3
15,3
6,7
2
21,8
10,8
3
24,9
13,2
3
2004
20,7
11,3
2
17,8
4,5
1
22
11,7
2
32,9
16,2
1
2039
23,3
6,5
1
15,7
2,1
2
22,6
7,6
2
26,1
12,8
3
2047
16,3
8,7
1
17,6
6,8
3
7,4
2,5
1
25,7
8,2
2
2024
11,4
0
0
14,7
0
0
8
0
0
8,2
0
0
2036
10,7
8,8
2
22,9
11,4
1
12,6
2,9
2
9
6,2
2
2030
22,5
7,8
2
16
2,5
1
24
15,8
2
11,8
3,5
2
18
2 вариант
1 вариант
4 вариант
3 вариант
6 вариант
5 вариант
7 вариант
8 вариант
19
9 вариант
10 вариант
11 вариант
12 вариант
13 вариант
14 вариант
15 вариант
16 вариант
20
17 вариант
18 вариант
19 вариант
20 вариант
21 вариант
22 вариант
23 вариант
24 вариант
21
25 вариант
26 вариант
27 вариант
28 вариант
29 вариант
30 вариант
22
Глоссарий
1)
Утрамикронеоднородность - неоднородность этого типа
рассматривается на уровне каждого минерального зерна.
2)
Микронеоднородность
неоднородность
этого
типа
рассматривается на уровне образца породы.
3)
Мезонеоднородность - неоднородность этого типа рассматривается
на уровне прослоев коллектора.
4)
Макронеоднородность
неоднородность
этого
типа
рассматривается на уровне пластов (коллектор и неколлектор).
5)
Метанеоднородность
неоднородность
этого
типа
рассматривается на уровне крупных частей залежи, различающихся по
наиболее общим свойствам (характер насыщения, литология и т.д.).
6)
Общая толщина горизонта (пласта) – расстояние от кровли до
подошвы, определяемое в стратиграфических границах.
7)
Эффективная толщина – общая толщина за вычетом толщины
прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта;
8)
Коэффициент песчанистости - это отношение эффективной
мощности к общей мощности пласта.
9)
Коэффициент расчленённости - определяется для залежи в целом
и вычисляется путём деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к
общему числу скважин, вскрывших коллектор.
10) Коэффициент литологическая связанности - это отношение
площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах
контура нефтеносности.
11) Коэффициент выдержанности - представляет собой долю
непрерывной мощности пласта по площади.
Список использованных источников
1)
Ибрагимов Л.А. Интенсификация добычи нефти: Учебное пособие
для студентов вузов/ Д.К. Челоянц, В.В. Мищенко. - М.: Наука, 2000. - 414 с.:
ил.
2)
Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам:
Учеб. пособие. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 565
Практическая работа №2. Скин-фактор и свойства призабойной зоны
Введение
Под
скин-фактором
понимается
изменение
проницаемости
фильтрационных каналов вследствие их загрязнения твердыми частицами,
содержащимися в фильтрующемся флюиде.
Сам же процесс загрязнения фильтрационных каналов механическими
частицами называется кольматацией.
Причины загрязнения призабойной зоны пласта:
- первичное вскрытие пласта;
- вторичное вскрытие пласта;
- освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей
ПЖ и жидкостей глушения ЖГС);
- ремонтно-изоляционные работы (РИР);
- эксплуатация скважины и др.
Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную
проницаемость в призабойной зоне.
Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к
повреждению.
Повреждения при закачке.
Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут
закупорить поровые каналы.
Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может
вызвать образование осадков и закупорить поровые каналы.
Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми
минералами пласта; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая
движение мелких частиц и закупоривая поровые каналы.
Повреждения в результате добычи.
В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже
давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа,
который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной
зоне.
В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление
может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное
кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной
зоне.
Цель работы: уяснить понятие скин-эффекта и концепцию скина как
кольцеобразной зоны вокруг скважины с изменённой проницаемостью.
Задание: показать на примерах от чего зависит скин-фактор
(загрязнение) пласта.
24
Теоретические сведения
В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже
давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа,
который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной
зоне.
Рисунок 1 - Схема проникновения фильтрата бурового раствора
в пласт
В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление
может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное
кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной
зоне.
Скин-эффект
St – суммарный скин-эффект - совокупность скин-эффектов, возникших
по различным причинам, рассчитываемая по формуле 1.
𝑆𝑡 = 𝑆𝑑 + 𝑆𝑝 + 𝑆𝑝𝑝 + 𝑆𝑡𝑢𝑟𝑏 + 𝑆0 + 𝑆𝑠 ,
(1)
где Sd – скин-эффект вследствие повреждения породы (+); Sp – скинэффект из-за перфорации (+); Spp – скин-эффект вследствие частичного
проникновения скважины в пласт (+); Sturb – скин-эффект вследствие
турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+); S o – скин-эффект
вследствие наклона скважины (-); Ss – скин-эффект, возникающий вследствие
стимуляции (-).
Скин-эффект вследствие повреждения породы Sd в лучшем случае может
быть изменен до нуля (например - кислотной обработкой). Отрицательный скин
возникает вследствие образования трещин.
25
Скин-фактор может быть вычислен с помощью свойств призабойной
зоны по формулам 2 – 5.
𝑆𝑑 = (
𝑘𝑟
𝑟𝑑
− 1) ln ( )
𝑘𝑑
𝑟𝑤
(2)
𝑟𝑒
𝑆𝑚𝑖𝑛 = − ln ( )
𝑟𝑤
𝑆 = − ln (
(3)
𝑟𝑤𝑑
)
𝑟𝑤
(4)
𝑟𝑤𝑑 = 𝑟𝑤 𝑒 −5
(5)
Если kd < kr (повреждение), скин-фактор является положительным.
Если kd > kr (интенсификация), скин-фактор является отрицательным.
Если kd=kr, скин-фактор равен 0.
Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор)
достигается при условии rwd = rе, где rwd - эффективный радиус скважины.
Рисунок 1 - Схема участка пласта
Если проницаемость в зоне изменения kd намного выше, чем
проницаемость пласта kr, то скважина будет вести себя как скважина с
вероятным радиусом rwd - эффективный радиус скважины. rwd может быть
вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора.
Методика выполнения работы
Из исходных данных (см. таблицу 1) нам известны скин-эффект
вследствие повреждения породы (+);скин-эффект из-за перфорации (+);скинэффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+);скинэффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+);скин26
эффект вследствие наклона скважины
вследствие стимуляции (-)
(-); скин-эффект, возникающий
Таблица 1 - Исходные данные:
Sd – скинэффект
вследстви
е
поврежде
ния
породы
(+)
Sp – скинэффект изза
перфораци
и (+);
Spp – скинэффект
вследствие
частичного
проникновен
ия скважины
в пласт (+);
1,4
5,6
3,9
Sturb – скин- So – скинэффект
эффект
вследствие вследств
турбуленци
ие
и (+);
наклона
скважин
ы (-);
4,6
Ss – скинэффект,
возникающ
ий
вследствие
стимуляции
(-).
-3,5
-3
Найдем St – суммарный скин-эффект - совокупность скин-эффектов,
возникших по различным причинам по формуле (1).
𝑆𝑡 = 𝑆𝑑 + 𝑆𝑝 + 𝑆𝑝𝑝 + 𝑆𝑡𝑢𝑟𝑏 + 𝑆0 + 𝑆𝑠 ,
(1)
где Sd – скин-эффект вследствие повреждения породы (+); Sp – скинэффект из-за перфорации (+); Spp – скин-эффект вследствие частичного
проникновения скважины в пласт (+); Sturb – скин-эффект вследствие
турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+); S o – скин-эффект
вследствие наклона скважины (-); Ss – скин-эффект, возникающий вследствие
стимуляции (-).
𝑺𝒕 = 𝟏, 𝟒 + 𝟓, 𝟔 + 𝟑, 𝟗 + 𝟒, 𝟔 − 𝟑, 𝟓 − 𝟑 = 𝟗.
Заключение
Вывод о положительности или отрицательности суммарного скинэффекта, последующие заключения и рекомендации по разработке.
Пример:
Суммарный скин-эффект равен 9. Скин-эффект положительный, что
свидетельствует о повреждении призабойной зоны и значительном её
загрязнении. Для дальнейшей разработки необходимо принять меры по
увеличению проницаемости призабойной зоны пласта с целью повышения
интенсификации или уменьшения скин-фактора.
27
Исходные данные
Таблица 1 - Исходные данные:
Вариант
Sd – скинэффект
вследстви
е
поврежде
ния
породы
(+)
Sp – скинэффект изза
перфораци
и (+);
Spp – скинэффект
вследствие
частичного
проникновен
ия скважины
в пласт (+);
Sturb – скинэффект
вследствие
турбуленци
и (+);
So – скинэффект
вследств
ие
наклона
скважин
ы (-);
Ss – скинэффект,
возникающ
ий
вследствие
стимуляции
(-).
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
2,1
3,3
5,2
3,6
2,5
1,4
1,6
3,8
2,7
2,8
4,3
4,0
4,5
2,3
2,7
2,1
3,5
4,9
4,1
3,5
3,4
4,9
4,4
3,0
1,9
3,1
1,3
4,4
5,4
6,6
7,8
6,3
7,6
5,6
6,6
7,7
7,9
7,5
7,0
7,5
7,3
6,9
8,0
7,1
7,9
6,8
7,0
6,8
7,0
7,6
7,0
7,1
7,7
6,6
7,6
6,6
4,6
4,5
3,9
4,3
3,8
3,9
4,0
4,0
3,9
3,9
4,0
3,8
3,9
4,0
3,8
3,9
4,0
4,0
4,0
4,0
3,9
4,0
4,0
3,8
4,,0
4,0
3,8
3,8
3,2
3,1
4,5
4,6
3,5
4,6
3,9
4,3
4,5
3,4
3,4
4,1
3,0
3,1
3,5
3,8
4,5
4,0
3,7
3,6
3,0
3,0
3,1
3,5
4,4
3,1
3,0
3,7
-2,3
-2,5
-2,7
-2,9
-3,7
-3,5
-3,1
-2,1
-3,5
-3,7
-2,1
-2,7
-3,1
-2,6
-2,1
-3,1
-2,9
-3,4
-2,8
-3,7
-3,7
-3,3
-2,9
-2,2
-2,4
-3,6
-3,8
-3,4
-5
-4,6
-4,3
-3,6
-3,5
-3
-4,3
-3,1
-4,4
-3,8
-4,7
-3,2
-3,2
-3,8
-3,1
-4,4
-4,6
-3,0
-3,4
-3,6
-5,0
-4,4
-4,2
-3,9
-3,2
-4,0
-3,0
-3,8
28
Глоссарий
1)
Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий
дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в
околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по
сравнению с совершенной (идеальной) скважиной.
2)
Кольматация — процесс естественного проникновения или
искусственного внесения мелких (главным образом коллоидных, глинистых и
пылеватых) частиц и микроорганизмов в поры и трещины горных пород, в
фильтры очистных сооружений и дренажных выработок, а также осаждение в
них химических веществ, способствующее уменьшению их водо- или
газопроницаемости.
3)
Первичное вскрытие – это процесс углубления забоя скважины от
кровли до подошвы продуктивного пласта.
4)
Вторичное вскрытие – это создание перфорационных каналов
после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны.
5)
Призабойная (околоскважинная) зона пласта – часть общей
пластовой гидродинамической системы, где фильтрация флюидов происходит
при повышенных скоростях, градиентах давления и температуры и осложняется
появлением трещиноватых, неоднородных по проницаемости зон, фазовых
переходов.
6)
Суммарный скин-эффект - совокупность скин-эффектов,
возникших по различным причинам.
7)
Точка росы – это температура охлаждения окружающего воздуха,
при которой водяной пар, который в нём содержится, начинает
конденсироваться, образовывая росу, то есть это температура выпадения
конденсата.
8)
Перфорация – создание искусственных каналов, соединяющих
продуктивный пласт с забоем скважины, по которым происходит движение
газа, нефти воды из пласта в скважину.
Список использованных источников
1)
Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. — 394 с.
2)
Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы
извлечения остаточной нефти-М.: Недра,1991-347с.
29
Практическая работа №3. Факторы, ухудшающие сообщаемость пласта со
скважинами, их влияние на продуктивность или приёмистость скважин
Введение
Для реализации плана добычи нефти и газа скважины должны эксплуатироваться с потенциальными дебитами. В большинстве случаев с этой
целью необходимо проводить интенсификацию скважин для очищения
призабойной зоны после бурения и цементирования, освоения и ремонта или
после продолжительной эксплуатации. Выравнивание профилей притока и
увеличение проницаемости продуктивных отложений можно достигнуть только
путем осуществления совокупности физико-химических операций, комплексно
воздействующих на призабойную зону пласта.
В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в
эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут проявиться
факторы, нарушающие сообщение пласта со скважиной, уменьшая
продуктивность или приемистость скважин.
Факторы сообщаемости пласта со скважиной
Факторы, увеличивающие фильтрационное сопротивление призабойной
зоны пласта. Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне
пласта может быть обусловлено его характеристиками, способом вскрытия, а
также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов в
пористой среде и, соответственно, ухудшение проницаемости пласта.
Низкая проницаемость пласта. При плоскорадиальной фильтрации
жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере
приближения в скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном
суммарном дебите). Вследствие этого увеличивается фильтрационное
сопротивление. В высокопроницаемых пластах это сопротивление не
препятствует получению достаточных дебитов скважин, в низкопроницаемых
может предопределять недостаточные дебиты скважин, особенно на
месторождениях с пониженным пластовым давлением, где невозможны
большие депрессии на пласт.
Гидродинамическое несовершенство скважин. Известно, что скважина
гидродинамически совершенна, когда полностью вскрыт продуктивный пласт и
ствол скважины не обнажён в интервале продуктивного пласта, так что
жидкость проникает из пласта в скважину по всей поверхности пробуренного
ствола.
Цель работы: изучить проявление факторов, нарушающих сообщение
пласта со скважиной, уменьшая продуктивность или приемистость скважин с
момента ввода их в эксплуатацию и до стадии истощения.
Задание: объяснить снижение проницаемости пласта в призабойной зоне
скважины.
30
Теоретические сведения
Дебит qc (см3/с) гидродинамически совершенной скважины, вскрывшей
однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке однородной
несжимаемой жидкости, линейном законе сопротивления и стационарном
режиме фильтрации определяют из формулы 1.
2 ∙ 103 ∙ 𝜋𝑘ℎ ∙ (𝑃пл − 𝑃з )
𝑞𝑐 =
,
𝑏𝜇 ∙ ln(𝑅𝑟 /𝑟𝑐 )
(1)
где k - проницаемость продуктивного пласта, мкм2; h - толщина пласта, м;
рпл - давление пластовое, МПа; рз - забойное давление, Мпа; R - радиус влияния
скважины, м; 𝑟𝑐 - радиус скважины, м; b - объемный коэффициент жидкости; 𝜇 вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа∙с.
Скважина, вскрывшая продуктивный пласт на глубину, меньшую,
чем его толщина, гидродинамически несовершенна по степени вскрытия.
Скважина, вскрывшая продуктивный пласт полностью, но
перекрывшая его перфорированной эксплуатационной колонной или щелевым
фильтром, гидродинамически несовершенна по характеру скрытия.
Дебит q - гидродинамически несовершенной по характеру и степени
вскрытия скважины в общем виде можно выразить следующим образом:
2 ∙ 103 ∙ 𝜋𝑘ℎвск ∙ (𝑃пл − 𝑃з )
𝑞н =
.
𝑏𝜇 ∙ [𝑐 + ln(𝑅𝑟 /𝑟𝑐 )]
(2)
Коэффициент С характеризует фильтрационное сопротивление,
вызванное несовершенством скважины, и определяется формулой 3.
𝑐 = 𝑐1 + 𝑐2 ,
(3)
где 𝑐1 , 𝑐2 - коэффициенты, характеризующие фильтрационные
сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру и
степени вскрытия соответственно.
Коэффициенты с1 и с2 можно определить по формулам и
диаграммам.
Дебит гидродинамически несовершенной скважины равен дебиту
гидродинамически совершенной меньшего радиуса, определяемого из
соотношения:
𝑟пр =
𝑟𝑐
.
𝑒𝑐
(4)
Очевидно, что если C>0 при дополнительном фильтрационном
сопротивлении на входе из пласта в скважину, то 𝑟пр < 𝑧𝑐 .
31
Коэффициент совершенства скважины 𝜎 (формула 5) представляет
собой отношение между реальным дебитом, т.е. дебитом гидродинамически
несовершенной скважины, и дебитом совершенной скважины в тех же
условиях.
𝜎=
𝑞н
ln(𝑅к /𝑟𝑐 )
=
𝑞𝑐 ln(𝑅к /𝑟пр )
(5)
Если  < 0,9, получаемый дебит может быть заметно меньше, чем дебит
совершенной скважины. Если же суммарная поверхность щелей составляет
одну-две десятых от поверхности колонны в интервале пласта или
перфорационные каналы достаточно глубокие и не заблокированы, тогда  =
0,9-1, т.е. реальный дебит близок к дебиту гидродинамически совершенной
скважины.
В низкопроницаемых пластах может быть  > 1 за счёт создания
глубоких перфорационных каналов, например, способом пескоструйной
перфорации. Тогда реально получаемый дебит скважины будет превышать,
дебит гидродинамически совершенной скважины.
Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины может
происходить по многим причинам, обусловленным бурением, освоением,
эксплуатацией или ремонтными работами.
Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его
параметров, так и от характеристик продуктивного пласта.
Во время вскрытия продуктивного пласта может происходить:
проникновение глинистых частиц из бурового раствора в проводящие каналы
пласта; проникновение в пористую среду воды, фильтруемой из глинистого
раствора; попадание в поры пласта твёрдых частиц из глинистого раствора;
формирование глинистой корки на поверхности ствола скважины.
Проникновение бурового раствора в призабойную зону происходит, когда
размеры каналов и трещин в пласте значительно превышают размеры твердых
частиц, находящихся в растворе во взвешенном состоянии. В таких случаях
освоение скважины усложняется, и для получения хорошего притока жидкости
к забою скважины необходимо очистить последний от глинистого раствора.
Фильтрация воды из глинистого раствора в пласт происходит, когда
размеры поровых каналов намного меньше размеров твёрдых частиц,
диспергированных в растворе, так что поверхность пород ведёт себя как
фильтр.
Вода фильтруется из глинистого раствора при низком содержании в нем
коллоидных частиц и при попадании в него загрязняющих агентов, которые
преобразуют глины на основе натрия в трудно диспергируемые на основе
кальция, а также в случае несоответствующего показателя рН (очень высокий
или очень низкий).
При низком пластовом давлении невозможно создать депрессии,
обеспечивающие вынос воды из пласта, особенно при небольших радиусах
32
каналов (менее 0,002 см). В подобных случаях очень важно не допускать
проникновения воды в продуктивный пласт. Если же это случилось,
рекомендуется обработать пласт ПАВами, снижающими поверхностное
натяжение на границе раздела вода-нефть, облегчая вынос воды из призабойной
зоны скважины.
Набухание и размокание глин в продуктивном пласте представляют
собой сложное явление, которое возникает в тех случаях, когда нарушается
равновесие между глиной и пластовой водой в результате проникновения в
пласт пресной воды или воды другой минерализации. Это явление снижает
проницаемость пласта и продуктивность скважины. Набухание глины
выражается в увеличении её объёма вследствие удержания воды за счёт
абсорбции в кристаллической решётке (проникновение внутрь частицы) и
адсорбции на поверхности глинистых частиц (проникновение между
частицами).
Породы-коллекторы содержат обычно от 1 до 10 % глинистых
минералов. В плотных сцементированных породах глины обычно являются
цементирующим веществом и часто покрывают стенки пор. В
несцементированных они рассеяны или встречаются в виде скоплений частиц
линзовидной
формы,
иногда
представлены
тонкими
пластами,
переслаивающими продуктивные отложения.
Глины состоят из мелких кристаллических частиц, решётка которых
представлена атомами силиция, алюминия, группы ОН, щелочных и
щёлочноземельных металлов. Глинистые минералы характеризуются высокой
дисперсностью, малыми размерами частиц, соответственно большой удельной
поверхностью, высокой способностью к ионному обмену и гидратации.
В месторождениях углеводородов встречается много разновидностей
глинистых минералов.
Наибольшей способностью к гидратации среди глин обладают минералы
из группы монтмориллонита. Вода, фильтруемая из буровых растворов,
проникает между структурными слоями минерала и может увеличить его объем
в 8-10 раз по сравнению с первоначальным.
Раствор хлористого натрия предотвращает гидратацию глин только при
высоком содержании NaCl (более 15 %), а при меньшем приводит к набуханию
глинистых пород почти такому же, как и пресная вода. Более низкая гидратация
глинистых пород происходит при взаимодействии с растворами хлористых
кальция СаСl2 или магния MgCl2, а самое небольшое набухание - при
взаимодействии с раствором хлористого калия КСl.
Одновременно с набуханием при контакте с пресной водой (или с водой,
минерализация которой отличается от пластовой) происходит и
диспергирование глинистых минералов на одно- или многокристаллические
частицы. Дисперсные частицы перемещаются вместе с жидкостью до тех пор,
пока не встретятся поры с меньшими размерами, где частицы осаждаются
(выпадают), блокируя поровые каналы в продуктивном пласте и создавая так
называемый клапанный эффект.
33
Набухание и размокание глин - практически необратимые процессы,
поэтому обработки, проводимые в скважине, могут только частично
восстановить проницаемость продуктивного пласта в зоне воздействия.
Существует много способов обработки скважин для устранения
блокировки пласта набухшими и размокшими частицами глин, которые
основаны на использовании растворов с двухвалентными катионами кальция и
магния, с гидрофобными катионами, такими как аминосоединения, растворов
ацетона, спиртов или нефтепродуктов с поверхностно-активными веществами
или без них, а также растворов, полученных при растворении в пентане
тяжелых фракций переработки нефти, богатых смолами и асфальтенами, и т.д.
Эффективность применения первых из перечисленных растворов
незначительна, более предпочтительны последние из них. Вместе с тем, ни
один из этих растворов не позволяет полностью устранить блокировку.
Очевидно, что наилучшая гидродинамическая связь пласта со скважиной
достигается с помощью защитных мероприятий, предотврадающих
проникновение в пласт ещё на стадии его вскрытия жидкостей, которые
приводят к гидратации глины. Для этого во время бурения, спуска обсадных
колонн, перфорации и других работ рекомендуется использовать буровые
растворы с низкой проникающей способностью и с содержанием солей,
которое не нарушает существующее равновесие и предотвращает возможное
набухание и размокание глины (эмульсии типа вода в масле, жидкости на
основе хлористого калия или хлористого алюминия и др.).
Твёрдые частицы с размерами меньшими, чем поры пласта, могут
проникать в него до тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где
они задерживаются, блокируя проходное сечение. Это явление аналогично
диспергированию глины в продуктивных породах и миграции её частиц в
пористой среде.
Исследования показали, что в призабойной зоне пласта, загрязнённой
твёрдыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для
нефти снижается в 5-6 раз.
Корка, формирующаяся на стенках ствола скважины, состоит из твёрдых
частиц бурового раствора с большими размерами, чем поры продуктивного
пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Толщина
корки зависит от соотношения размеров частиц глинистого раствора и пор
вскрытого пласта, объёма фильтруемой воды, содержания твёрдых частиц в
буровом растворе и т.д.
При освоении скважин, особенно в пластах с низким давлением,
глинистая корка затрудняет приток нефти и требует специальной обработки
забоя для её удаления.
Выпадение в призабойной зоне пласта посторонних примесей из воды,
случайно попадающей в скважину.
Во время текущего или капитального ремонтов скважин возникает
необходимость введения воды в скважину. Возможность выпадения из неё
посторонних примесей и проникновения воды в продуктивный пласт создает те
34
же трудности, о которых говорилось выше в связи с фильтратом бурового
раствора (блокирование водой, набухание и размокание глин).
В процессе эксплуатации в скважинах может появиться пластовая вода,
из которой в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и, как следствие,
часть солей, растворенных в воде, отлагается в порах пласта, уменьшая их
проходные сечения. Одновременно с появлением в скважине воды в
призабойной зоне пласта может образоваться эмульсия нефть-вода, которая
блокирует зону перфорационных отверстий. Диспергированные глинистые
частицы, которые мигрируют через поры, увеличивают стабильность эмульсии
и ещё больше затрудняют её удаление.
Появление зоны с высокой газонасыщенностью при падении пластового
давления. Этот процесс обусловливает существенное снижение относительной
(фазовой) проницаемости нефти, а, следовательно, и её дебит. Для борьбы с
этим в пласт можно закачать нефть или временно остановить скважину.
Выпадение в призабойной зоне тяжёлых углеводородов. Этот процесс
происходит во время эксплуатации, особенно на глубинах, где температура не
превышает 30-400С. Такие отложения, состоящие из парафина, церезина или
других тяжёлых углеводородов, могут существенно ухудшать проницаемость
пласта, и для её восстановления требуются периодические обработки.
Операции по закреплению песка или по селективной изоляции вод. Эти
работы могут приводить к уменьшению проницаемости призабойной зоны
пласта за счёт частичной закупорки пор пластическими массами, которые
используются при этих операциях, а иногда даже вследствие блокирования
водой.
Повышенное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта
вызывает заметное снижение добывных возможностей скважины. Поэтому
знание степени гидродинамической сообщаемости пласта с каждой скважиной
имеет решающее значение для выбора и проектирования операций по
интенсификации скважин и для рациональной разработки месторождений
углеводородов.
Когда в результате загрязнения вокруг скважины соосно с ней образуется
зона пониженной проницаемостью, первоначальная проницаемость пласта
сохраняется лишь в более удалённой зоне, ограниченной радиусом контура
пласта или зоны влияния скважины, которая принимается обычно равной
половине расстояния между двумя соседними скважинами.
Методика выполнения работы
Из исходных данных (см. таблицу 1) нам известны проницаемость
продуктивного пласта, толщина пласта, толщина вскрытого пласта в случае
гидродинамического несовершенства по степени вскрытия, коэффициент
несовершенства по характеру вскрытия, по степени вскрытия, пластовое
давление, забойное давление, радиус влияния скважины, радиус скважины,
объемный коэффициент жидкости, вязкость жидкости в пластовых условиях.
35
Таблица 1 - Исходные данные:
kпроницае
мость
продукти
вного
пласта,
мкм2;
hтол
щин
а
плас
та,
м;
hвск –
толщ
ина
вскры
того
пласт
а, м;
0,5
12
8
С1 С2 Коэф Коэф
фици фици
ент
ент
несов несов
ерше ерше
нства нства
по
по
харак степе
теру
ни
вскры вскры
тия
тия
0,8
0,5
Рпл давле
ние
пласт
овое,
МПа
18
Рз Rb𝑟𝑐 давл ради ради объёмн
ение
ус
ый
ус
забо влия сква коэфф
йное ния жин ициент
,
сква
ы, жидкос
МП жин
ти;
м;
а
ы,
м;
6
18
0,24
1,5
𝜇вязкос
ть
жидко
сти в
пласто
вых
услови
ях,
мПа∙с
1,5
1)
Рассчитаем дебит гидродинамически совершенной скважины,
вскрывшей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке
однородной несжимаемой жидкости, линейном законе сопротивления и
стационарном режиме фильтрации:
Определяется по формуле (1).
2 ∙ 103 ∙ 𝜋𝑘ℎ ∙ (𝑃пл − 𝑃𝑝 )
𝑞𝑐 =
,
𝑏𝜇 ∙ ln(𝑅𝑟 /𝑟𝑐 )
(1)
где k - проницаемость продуктивного пласта, мкм2; h - толщина пласта, м;
рт - давление на контуре, МПа; рз - забойное давление, Мпа; R - радиус влияния
скважины, м; 𝑟𝑐 - радиус скважины, м; b - объемный коэффициент жидкости; 𝜇 вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа∙с.
2 ∙ 103 ∙ 3,14 ∙ 0,5 ∙ 10−6 ∙ 12 ∙ (18 − 6) ∙ 106
м3
𝑞𝑐 =
= 46,5
1,5 ∙ 1,5 ∙ 10−3 ∙ ln(18/0,24)
с
2)
Рассчитаем дебит гидродинамически
характеру и степени вскрытия скважины:
несовершенной
Определяется по формуле (2).
2 ∙ 103 ∙ 𝜋𝑘ℎвск ∙ (𝑃пл − 𝑃з )
𝑞н =
𝑏𝜇 ∙ [𝑐 + ln(𝑅𝑟 /𝑟𝑐 )]
(2)
2 ∙ 103 ∙ 3,14 ∙ 0,5 ∙ 10−6 ∙ 8 ∙ (18 − 6) ∙ 106
м3
𝑞н =
= 23,83
1,5 ∙ 1,5 ∙ 10−3 ∙ [1,3 + ln(18/0,24)]
с
36
по
3)
Рассчитаем коэффициент С, характеризующий фильтрационное
сопротивление, вызванное несовершенством скважины:
Определяется по формуле (3).
𝑐 = 𝑐1 + 𝑐2 ,
(3)
где 𝑐1 , 𝑐2 - коэффициенты, характеризующие фильтрационные
сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру и
степени вскрытия соответственно.
𝑐 = 0,8 + 0,5 = 1,3
4)
Рассчитаем коэффициент совершенства скважины 𝝈:
Определяется по формуле (5).
𝜎=
𝑞н
ln(𝑅к /𝑟𝑐 )
=
𝑞𝑐 ln(𝑅к /𝑟пр )
𝜎=
(5)
23849,33
= 0,51
46545,58
Если  < 0,9, получаемый дебит может быть заметно меньше, чем дебит
совершенной скважины. Если же суммарная поверхность щелей составляет
одну-две десятых от поверхности колонны в интервале пласта или
перфорационные каналы достаточно глубокие и не заблокированы, тогда  =
0,9-1, т.е. реальный дебит близок к дебиту гидродинамически совершенной
скважины.
Заключение
Вывод о величине коэффициента совершенства скважины и последующее
заключение о её характеристиках.
Пример:
В ходе практической работы мы получили коэффициент совершенства
скважины равный 0, 51, а 0,51<0,9, следовательно, скважина гидродинамически
несовершенна и фактический дебит может быть заметно меньше, чем дебит
совершенной скважины.
37
Исходные данные
Таблица 1 - Исходные данные:
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
kпроницае
мость
продукти
вного
пласта,
мкм2;
0,5
hтол
щин
а
плас
та,
м;
12
hвск –
толщ
ина
вскры
того
пласт
а, м;
8
С1 С2 Коэф Коэф
фици фици
ент
ент
несов несов
ерше ерше
нства нства
по
по
харак степе
теру
ни
вскры вскры
тия
тия
0,4
0,3
0,6
0,5
0,8
0,7
0,4
0,9
0,6
0,3
0,8
0,5
0,4
0,7
0,6
0,9
0,8
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,4
0,3
0,6
0,5
0,8
0,7
0,4
0,9
0,6
0,3
0,8
0,5
0,4
0,7
0,6
0,9
0,8
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,4
0,3
0,6
0,5
0,8
0,7
0,4
0,9
0,6
0,3
0,8
0,5
38
Рпл давле
ние
пласт
овое,
МПа
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
8
10
12
14
16
18
Рз Rb𝑟𝑐 𝜇давл ради ради объёмн вязко
ение
ус
ый
ус
сть
забо влия сква коэфф жидк
йное ния жин ициент ости
,
сква
жидкос
ы,
в
МП жин
ти;
м;
пласт
а
ы,
овых
м;
услов
иях,
мПа∙с
1
2
3
5
4
6
7
5
8
10
16
17
1
2
3
5
4
6
7
5
8
10
16
17
1
2
3
5
4
6
10
12
14
15
16
18
20
22
26
28
30
10
12
14
15
16
18
20
22
24
26
28
29
30
10
12
13
14
15
16
0,24
1,5
1,5
Глоссарий
1)
Скважинная интенсификация (скважинная стимуляция) — меры,
направленные на увеличение поровых каналов или же по образованию новых в
продуктивном пласте для повышения нефте-газоотдачи.
2)
Проницаемость - способность горных пород фильтровать сквозь
себя флюиды при наличии перепада давления.
3)
Фильтрация раствора – движение раствора через поры под
действием градиента давления.
4)
Депрессия - перепад давления, т.е. разность давлений в 2 очень
близко расположенных, но различных точках пласта
5)
Диспергирование — тонкое измельчение твёрдых тел или
жидкостей, в результате чего получают порошки, суспензии, эмульсии.
6)
Гидродинамически совершенная скважина – скважина, для
которой выполняются следующие условия: полностью вскрыт продуктивный
пласт и ствол скважины не обнажён в интервале продуктивного пласта
7)
Несовершенные по степени вскрытия скважины - скважины,
которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.
8)
Несовершенные по характеру вскрытия скважины - скважины,
которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и
проперфорирована.
Список использованных источников
3)
Ибрагимов Л.А. Интенсификация добычи нефти: Учебное пособие
для студентов вузов/ Д.К. Челоянц, В.В. Мищенко. - М.: Наука, 2000. - 414 с.:
ил.
4)
Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам:
Учеб. пособие. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 565
39
Практическая работа №4. Причины проведения гидроразрыва пласта
Введение
Основной причиной низкой эффективности эксплуатации добывающих
скважин малопродуктивных залежей заключается в значительных
фильтрационных сопротивлениях, возникающих между зонами нагнетания и
отбора.
ГРП является, по сути, технологией, позволяющей увеличить область
дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости,
направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП
создающаяся зона трещиноватости является активной дренажной системой,
позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в
фильтрации.
После разрыва пласта и закрепления трещины проппантом образуется
двойная среда - трещины (высокопроводящие каналы) и поровые блоки
(исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в
микрообъёме пласта (в керне).
Цель работы: научиться обосновывать необходимость проведения ГРП.
Задание: определить приток жидкости к скважине при проведении ГРП.
Кратки теоретические сведения
Осуществление ГРП
Осуществление ГРП рекомендуется в следующих скважинах:
1. давших при опробовании слабый приток;
2. с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью
коллектора;
3. с загрязнённой призабойной зоной;
4. с заниженной продуктивностью;
5. с высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими);
6. нагнетательных с низкой приёмистостью;
7. нагнетательных для расширения интервала поглощения.
Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, технически неисправных
и расположенных близко от контура водоносности или от газовой шапки.
Эффективность ГРП зависит от размеров трещины.
Формула для оценки радиуса трещины имеет вид:
𝜇𝑡
𝑟𝑐 = (0,0134 − 1,6 ∙ 106 ∙ 𝐻) ∙ (𝑄о ∙ √ ).
𝑘
40
(2.1)
Определение ширины трещины затруднительно, хотя и имеются формулы для
её вычисления. У стенки скважины ширина трещины наибольшая и к концу
убывает до нуля.
При закачке маловязкой жидкости, легко проникающей в горизонтальный
проницаемый прослой, возникает, как правило, горизонтальная трещина, в
которой давление превышает локальное горное. В результате происходит
упругое расщепление пласта по наиболее слабым плоскостям.
При закачке нефильтрующейся жидкости образуются вертикальные
трещины, так как вследствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва
подобно разрыву длинной трубы с толстыми стенками. При наличии в пласте
естественных трещин разрыв происходит по их плоскостям независимо от
фильтруемости жидкости.
Формулы для определения ширины и объёма вертикальной трещины
имеют вид:
8 ∙ (1 − 𝑣)2
𝑤=
∆𝑃𝐿 ,
𝐸
𝑤ℎ𝐿 4(1 − 𝑣)2
𝑉т =
∙
∆𝑃ℎ𝐿2 ,
2
𝐸
(2.2)
(2.3)
где w - ширина трещины у стенки скважины;  - коэффициент Пуассона ( 0,1 0,2); р - превышение давления на забое скважины над локальным горным; Е модуль Юнга для горной породы [(1 - 2)104 МПа]; L - длина трещины.
Полагая, что вертикальная трещина имеет форму клина с основанием w
высотой L и длиной h., равной толщине пласта, получим её объём.
Ширина трещин может достигать нескольких сантиметров. Имеются
факты закачки в трещины при ГРП шариков диаметром более 1 см, которые
заклинивались в трещинах и не извлекались при последующей эксплуатации
скважины.
Обработка результатов электромоделирования даёт следующую формулу
для оценки гидродинамической эффективности ГРП в скважине с открытым
забоем:
𝑄т
𝑟т 𝑛(𝑏)
𝜑=
= 1 + 𝑁в ∙ ( )
,
𝑄0
𝑟𝑐
(2.4)
где  - кратность увеличения дебита после ГРП; Qт - дебит скважины после
ГРП; Qo - дебит до ГРП; Nв - коэффициент, зависящий от величины b = h/2rc; h толщина пласта; rт - радиус трещины; rc - радиус скважины; n(b) - коэффициент,
также зависящий от b.
Некоторые значения коэффициентов n и b приведены в таблице 1.
41
Таблица 1 - Значения коэффициентов N(b) и n(b)
b
n(b)
17,0
0,44
22,72
0,55
28,41
0,61
38,65
0,70
89,80
0,93
N(b)
0,15
0,106
0,064
0,041
0,0108
Для промежуточных значений b соответствующие величины n и N
находятся интерполяцией. Имеются приближенные формулы для оценки
гидродинамической эффективности ГРП.
Можно предположить, что вся притекающая к скважине жидкость на
расстоянии r = rт попадает в трещину и далее без сопротивления движется по
ней до стенки скважины. Это соответствует радиальному притоку жидкости к
скважине с радиусом, равным радиусу трещины rт.
Многократный разрыв - это осуществление нескольких разрывов в пласте
за одну операцию. После регистрации разрыва какого-то прослоя и введения в
него нужного количества наполнителя в нагнетаемый поток жидкости вводятся
упругие пластмассовые шарики, плотность которых примерно равна плотности
жидкости. Потоком жидкости шарики увлекаются и закрывают те
перфорационные отверстия, через которые расход жидкости наибольший.
Диаметр этих шариков примерно 12 - 18 мм, один шарик может перекрывать
одно перфорационное отверстие. Этим достигается уменьшение или даже
прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое
возрастает и это вызывает образование новой трещины в другом прослое, что
регистрируется на поверхности изменением коэффициентов поглотительной
способности скважины.
После этого в поток снова вводятся шарики без снижения давления через
специальное лубрикаторное устройство, устанавливаемое на устье скважины
для закупорки второй образовавшейся трещины.
Разработаны и иные технологические приёмы многократного ГРП с
использованием закупоривающих шаров, а также с помощью временно
закупоривающих мелкодисперсных веществ (нафталин), которые растворяются
в нефти при последующей эксплуатации скважины. При последующем
дренировании скважины закачанные шарики вымываются на поверхность и
открывают все образовавшиеся трещины.
Поинтервальный разрыв - это ГРП в каждом прослое, при котором
намеченный интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерами и
подвергается обработке.
После окончания операции ГРП пакеры
освобождаются и устанавливаются в пределах второго интервала, который
обрабатывается как самостоятельный. Поинтервальный разрыв возможен в
случаях, когда общим фильтром разрабатываются несколько пластов или
пропластков, изолированных друг от друга слоями непроницаемых пород,
имеющих толщину несколько десятков метров, с хорошим перекрытием 42
цементным камнем заколонного пространства. Это необходимо для
размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а
также для предотвращения ухода жидкости в пласты, не предназначенные для
обработки во время данной операции.
Методика выполнения
Были получены параметры необходимые для обоснования проведения
ГРП (см. таблицу 1). К ним относится коэффициент Пуассона, длина трещины,
дебит до и после ГРП, мощность пласта, радиус трещины и радиус скважины.
Необходимо определить: ширину 𝒘 и объем вертикальной трещины 𝑽т ,
оценку радиуса трещины 𝒓𝒄 и гидродинамическую эффективность ГРП в
скважине с открытым забоем 𝝋.
Таблица 1 – Исходные данные
-
LВа коэф
длина
ри фици
трещ
ан ент
ины,
т Пуасс
м
она
0
0,2
10
Qт дебит
после
ГРП,
м3/сут
Qo дебит до
ГРП,
м3/сут
hмощно
сть
пласта,
м
60
35
20
rc rт - радиус
радиус
трещины,
скважи
м
ны, м
0,3
0,146
K–
t–
коэффиц продо
иент
лжите
проница льнос
емости,
ть
м2∙ 10−12 закач
ки
жидк
ости,
ч
0,008
2,4
1) Рассчитаем оценку радиуса трещины:
Оценка радиуса трещины рассчитывается по формуле 1
𝜇𝑡
𝑟𝑐 = (0,0134 − 1,6 ∙ 106 ∙ ℎ) ∙ (𝑄о ∙ √ ),
𝑘
(1)
где:
h – мощность пласта, м.
Qо – дебит до ГРП, м3/сут.
𝜇 – динамическая вязкость (берем 4 мПа∙с для всех вариантов).
K – коэффициент проницаемости, м2.
4 ∙ 103 ∙ 2,4 ∙ 60 ∙ 60
𝑟𝑐 = (0,0134 − 1,6 ∙ 10 ∙ 20) ∙ (0,00041 ∙ √
) = 0,00036 м
0,008
6
2) Рассчитаем ширину и объем вертикальной трещины:
Ширина вертикальной трещины рассчитывается по формуле 2
43
𝑤=
8∙(1−𝑣)2
𝐸
∆𝑃𝐿 ,
(2)
где
w - ширина трещины у стенки скважины;
 - коэффициент Пуассона (0,1 - 0,2);
р - превышение давления на забое скважины над локальным горным (30-40
МПа);
Е - модуль Юнга для горной породы [(1 - 2)104 МПа];
L - длина трещины.
60
∙ 4 ∙ 10−3
24
∙
3600
∆𝑃 =
= 1,7 ∙ 106 Па → 1,7Мпа
−12
0,008 ∙ 10
∙ 20
8 ∙ (1 − 0,1)2
𝑤=
∙ 30 ∙ 106 ∙ 10 = 0,07 м
10
2 ∙ 10
Объём вертикальной трещины рассчитывается по формуле 3
𝑉т =
𝑤ℎ𝐿
2
∙
4(1−𝑣)2
𝐸
∆𝑃ℎ𝐿2 ,
(3)
0,07 ∙ 20 ∙ 10 4(1 − 0,1)2
𝑉т =
∙
∙ 30 ∙ 106 ∙ 20 ∙ 102 = 68,04 м3
10
2
2 ∙ 10
3) Рассчитаем кратность увеличения дебита после ГРП:
Кратность увеличения дебита после проведения ГРП рассчитывается по
формуле 4
𝜑=
𝑄т
𝑄0
𝑟
𝑛(𝑏)
= 1 + 𝑁в ∙ ( т )
𝑟
𝑐
где
 - кратность увеличения дебита после ГРП;
Qт - дебит скважины после ГРП;
Qo - дебит до ГРП;
Nв - коэффициент, зависящий от величины b = h/2rc;
h - толщина пласта;
rт - радиус трещины;
rc - радиус скважины;
n(b) - коэффициент, также зависящий от b.
Некоторые значения коэффициентов n и b приведены в таблице 1.
44
(4)
Таблица 1 - Значения коэффициентов N(b) и n(b)
b
n(b)
17,0
0,44
22,72
0,55
28,41
0,61
38,65
0,70
89,80
0,93
N(b)
0,15
0,106
0,064
0,041
0,0108
Для промежуточных значений b соответствующие величины n и N
находятся интерполяцией. Имеются приближенные формулы для оценки
гидродинамической эффективности ГРП.
Найдем коэффициент:
b = h/2rc=
20
2∙0,146
= 68,49
Методом линейной интерполяции найдем коэффициент n(b):
n(b)=0,83.
Таким же способом найдем Nв:
Nв=0,023
0,3 0,83
𝜑 = 1 + 0,023 ∙ (
= 1,042
)
0,146
𝜑=
60
= 1,7
35
Заключение
Проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) в нашем случае
эффективно/не эффективно (обосновать, на сколько процентов увеличится
приток жидкости к скважине).
45
Исходные данные
Таблица 2 - Исходные данные
Ва
ри
ан
т
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
коэффици
ент
Пуассона
0,2
0,2
L - длина
трещины,
м
Qт - дебит
после
ГРП,
м3/сут
Qo дебит
до
ГРП,
м3/сут
10
15
21
24
14
16
20
15
21
17
18
15
17
20
24
25
11
13
14
20
21
25
27
25
16
17
18
19
50
60
55
100
80
77
95
55
100
75
80
65
70
80
60
80
50
55
56
65
70
100
95
85
55
77
78
75
30
30
25
40
35
37
39
30
25
40
40
30
35
40
35
45
30
35
30
30
35
35
40
40
25
25
34
32
46
hтолщи
на
пласта,
м
rт радиу
с
трещ
ины,
м
20
0,30
20
0,30
rc K–
t–
радиу коэф продо
с
фици лжите
скваж
ент
льнос
ины, прони
ть
м
цаемо закач
сти,
ки
2
жидк
м∙
10−12 ости,
ч
0,007
2
0,007
2,4
0,006
2,2
0,009
4
0,008
3,2
0,008
3,08
0,009
3,8
0,007
2,2
0,006
4
0,146 0,009
3
0,009
3,2
0,007
2,6
0,008
2,8
0,009
3,2
0,008
2,4
0,010
3,2
0,007
2
0,008
2,2
0,007
2,24
0,007
2,6
0,146 0,008
2,8
0,008
4
0,009
3,8
0,009
3,4
0,006
2,2
0,006
3,08
0,008
3,12
0,007
3
Глоссарий
1.
Гидравлический
разрыв
пласта —
один
из
методов
интенсификации
работы нефтяных и газовых скважин
и
увеличения
приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании
высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока
добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою
скважины.
2.
Горное давление - это давление, под которым находится горная
порода в какой-либо точке литосферы Земли. Оно создаётся суммарным
действием геостатического и геодинамического давления.
3.
Геостатическое или литостатическое
давление обусловлено
весом горных пород с насыщающими их флюидами в интервале от земной
поверхности до точки измерения. В соответствии со средней плотностью
осадочных пород, равной 2,31 г/см3, градиент геостатического давления
составляет 0,0231 МПа на 1 м толщины пород.
4.
Геодинамическое или геотектоническое
давление связано
с
тектоническими процессами, вызывающими напряжения в горных породах, и
имеет две составляющие: вертикальную и горизонтальную.
5.
Пластовое давление - это давление, под которым находятся
жидкости и газы, заполняющие поровое пространство пород-коллекторов.
Пластовое давление определяет силу, движущую флюиды в природных
резервуарах и является важным параметром, характеризующим энергетический
потенциал залежей нефти и газа в недрах, а также определяет их фазовое
состояние и состав.
Список использованных источников
Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими
методами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 394 с.
Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения
остаточной нефти-М.: Недра, 1991. - 347с.
47
Практическая работа №5. Расчёт инженерных показателей при
проектировании гидроразрыва пласта
Введение
Сущность метода заключается в нагнетании в проницаемый пласт
жидкости при высоком давлении (до 100 МПа), под действием которого пласт
расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных
трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них
вместе с жидкостью закачивается крупный песок (пропант), сохраняющий
проницаемость трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость
ненарушенного пласта.
Цель работы: научиться производить расчёты показателей ГРП и
оперировать ими.
Задание: определить давления разрыва.
Теоретические сведения
Расчёт инженерных показателей при проектировании гидроразрыва
пласта
На пласт в вертикальном направлении действует сила, равная весу
вышележащих пород. Плотность горных осадочных пород обычно принимается
равной 2300 кг/м3 . Давление горных пород будет равно:
𝑃г = 𝜌п 𝑔𝐻 ,
(3.1)
За миллионы лет существования осадочных пород внутреннее
напряжение породы по всем направлениям стало одинаковым и равным
горному. Для расслоения пласта, т. е. для образования в пласте горизонтальной
трещины, необходимо внутри пористого пространства создать давление Рр
(формула 3.2), превышающее горное на величину сопротивления горных пород
на разрыв, так как надо преодолеть силы сцепления частиц породы.
𝑃𝑝 = 𝑃г + 𝜎𝑧 ,
(3.2)
Фактические давления разрыва меньше горного, т. к. в ПЗС создаются
области разгрузки, в которых внутреннее напряжение меньше горного Рг. Это
обусловлено причинами геологического характера, например, в процессе
горообразования могло произойти не только сжатие пород, но и их растяжение.
Другое объяснение локального уменьшения Pг - сама проводка ствола
скважины нарушает распределение напряжении в примыкающих породах, и эти
нарушения (уменьшения) тем больше, чем ближе порода к стенкам скважины.
Локальное уменьшение внутреннего напряжения больше, если в разрезе
48
имеются слои глин, обладающие свойствами пластичности, которые в процессе
бурения набухают и часто выпучиваются в ствол скважины.
Давление разрыва Pp не поддаётся надёжному теоретическому
определению, ибо связано с необходимостью знания некоторых параметров
пласта, измерение которых недоступно.
При ГРП возникают давления, превышающие допустимые для обсадных
колонн, поэтому предварительно в скважину спускают НКТ, способные
выдержать это давление.
Приближенные значения для давления разрыва:
 для неглубоких скважин (до 1000 м): Рп = (1,74 ÷ 2,57)∙Рст
 для глубоких скважин (H > 1000 м): Рп = (1,32 ÷ 1.97)∙Рст,
где Pcт - гидростатическое давление столба жидкости, высота которого равна
глубине залегания пласта.
Сопротивление горных пород на разрыв обычно мало σz = 1,5 - 3 МПа, и
не влияет существенно на Pp. Давление разрыва на забое Pр и давление на устье
скважины Pу связаны соотношением:
𝑃𝑝 = 𝑃𝑦 + 𝑃ст − 𝑃тр ,
(3.3)
где Pтр - потери давления на трение в НКТ. Из уравнения 3.3 следует:
𝑃у = 𝑃р + 𝑃тр − 𝑃ст ,
(3.4)
Pст - статическое давление, определяется с учётом кривизны скважины:
𝑃ст = 𝜌ж 𝑔𝐻𝑐𝑜𝑠𝛽 ,
(3.5)
где Н - глубина скважины; β - угол кривизны (усреднённый); ρж - плотность
жидкости в скважине. Если жидкость содержит наполнитель (песок,
стеклянные шарики, порошок из полимеров и др.), то плотность
подсчитывается как средневзвешенная:
𝜌 = 𝜌ж ∙ (1 −
𝑛
)+𝑛,
𝜌н
(3.6)
где n - число килограммов наполнителя в 1м3 жидкости; ρн - плотность
наполнителя (для песка ρн = 2650 кг/м3).
Потери на трение определить труднее, так как применяемые жидкости
иногда обладают неньютоновскими свойствами. Присутствие в жидкости
наполнителя (песка) увеличивает потери на трение. В американской практике
используются различные графики зависимости потерь давления на трение на
каждые 100 фут НКТ разного диаметра при прокачке различных жидкостей.
При больших темпах закачки, соответствующих турбулентному течению,
структурные свойства жидкостей с различными загустителями и химическими
49
реагентами исчезают, и потери на трение можно определить по формулам
трубной гидравлики:
𝐻 𝑤2
𝑃тр = 𝜆 ∙
∙ 𝜌𝑔𝛼 ,
𝑑 2𝑔
(3.7)
где λ - коэффициент трения, определяемый по соответствующим формулам в
зависимости от числа Рейнольдса; w - линейная скорость потока в НКТ; d внутренний диаметр НКТ; ρ - плотность жидкости; Н - длина НКТ; g = 9,81
м/с2; α - поправочный коэффициент, учитывающий наличие в жидкости
наполнителя (для чистой жидкости α = 1) и зависящий от его концентрации (см.
рисунок 1).
Рисунок 1- График зависимости поправочного коэффициента для определения
потерь давления на трение от концентрации песка для жидкостей разной
плотности
1 - Qж = 800 кг/м3; 2 - 850 кг/м3; 3 - 900 кг/м3; 4 - 950 кг/м3; 5 - 1000 кг/м3 .
Применяемые
жидкости.
Применяемые
для
ГРП
жидкости
приготавливаются на нефтяной, либо на водной основе.
По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость
разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.
Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в трещину, но
иметь высокую вязкость, чтобы не рассеиваться в объёме пласта, и вызывать
необходимое расклинивающее действие в образовавшейся трещине. В качестве
жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до
0,3 Па∙с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии
50
(гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотнокеросиновые эмульсии.
Жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих
скважинах. В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва
используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся
компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфитспиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).
Некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и
склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят
химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании.
Жидкости-песконосители изготавливают на нефтяной и водной основах.
Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость, за
счёт
увеличения вязкости и придания жидкости структурных свойств.
Используются те же жидкости, что и для разрыва пласта.
При высокой фильтруемости перенос песка в трещине ухудшается, так
как о скорость течения по трещине быстро становится равной нулю, и развитие
ГРП затухает вблизи стенок скважины. Хорошей песконесущей способностью
обладают кислотно-керосиновые эмульсии, имеющие высокую стойкость, не
разрушающиеся в жаркую погоду при транспортировке с наполнителем.
При закачке песконосительной жидкости, из-за большой вязкости,
наличия в ней наполнителя - песка и необходимости вести закачку на большой
скорости возникают большие устьевые давления. Хотя насосные агрегаты
делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях они
быстро изнашиваются. Для снижения потерь на трение на 12 - 15% разработаны
химические добавки к растворам на мыльной основе, а также тяжелые
высокомолекулярные углеводородные полимеры. Около 90% операций ГРП
осуществляются с использованием жидкостей на водной основе в силу
дешевизны.
Продавочные жидкости закачивают в скважину для того, чтобы довести
жидкость-песконоситель до забоя скважины. Объем продавочной жидкости
равен объёму НКТ. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного
пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве
продавочной жидкости используется чаще всего вода.
Методика выполнения работы
Были получены исходные данные (таблица 2). К ним относятся:
плотность породы, глубина скважины, внутренний диаметр НКТ, плотность
жидкости, угол кривизны и линейная скорость потока жидкости в НКТ.
Необходимо определить давление разрыва. Для того чтобы его
определить прежде нужно найти ряд параметров: давление горных пород 𝑃г ,
давление разрыва на забое Pр .
51
Таблица 2 – Исходные данные
Вар
иан
т
0
𝜌п 𝑔плотно ускорение
сть
свободног
породы
о
, кг/м3
падения,
м/с2
2300
9,81
𝐻глубин
а
скважи
ны, м
dвнутренни
й диаметр
НКТ, м
ρплотнос
ть
жидкост
и, кг/м3
β - угол
кривизн
ы
(усреднё
нный)
wлинейная
скорость
потока в
НКТ, м/с2
αпопра
вочны
й
коэфф
ициен
т
2500
0,248
800
30
50
1,4
1) Рассчитаем давление горных пород
Давление горных пород рассчитывается по формуле 3.1
𝑃г = 𝜌п 𝑔𝐻 ,
(3.1)
где
𝜌п - плотность горных осадочных пород обычно принимается за 2300 кг/м3;
𝑔 – ускорение свободного падения, м/с²;
H – глубина скважины, м.
𝑃г = 2300 ∙ 9,81 ∙ 2500 = 56,41 МПа.
2) Рассчитаем давление разрыва
Давление разрыва рассчитывается по формуле 3.2
𝑃𝑝 = 𝑃г + 𝜎𝑧
(3.2)
где
𝑃г – горное давление, МПа;
𝜎𝑧 – cопротивление горных пород на разрыв (σz = 1,5 - 3 МПа);
𝑃𝑝 = 56,41 + 3 = 59,41 МПа
3) Рассчитаем плотность наполнителя
Плотность наполнителя рассчитывается как средневзвешенная по
формуле 3.6
𝜌 = 𝜌ж ∙ (1 −
𝑛
)+𝑛,
𝜌н
(3.6)
где
n - число килограммов наполнителя в 1м3 жидкости (определяем по графику
зависимости поправочного коэффициента, см. рисунок 1)
В нашем случае он равен n = 365 кг/м3;
ρн - плотность наполнителя (для песка ρн = 2650 кг/м3);
52
𝜌 = 1000 ∙ (1 −
365
+ 365 = 1227,26 кг/м3.
)
2650
4) Рассчитаем потери на трение
Потери на трение рассчитываются по формуле 3.7
𝐻 𝑤2
𝑃тр = 𝜆 ∙
∙ 𝜌𝑔𝛼 ,
𝑑 2𝑔
(3.7)
где
λ - коэффициент трения, определяемый по соответствующим формулам в
зависимости от числа Рейнольдса;
𝑑𝑤
𝑅𝑒 =
;
𝜗
• если Re<2300 𝜆 =
64
𝑅𝑒
0,3164
• если Re>2300 𝜆 = 0,25
𝑅𝑒
w - линейная скорость потока в НКТ;
d - внутренний диаметр НКТ;
𝜇
𝜗 – кинематическая вязкость, м2/с (𝜗 = )
𝜌
𝜇 – динамическая вязкость (берем 4 мПа∙с для всех вариантов);
ρ - плотность жидкости;
Н - длина НКТ;
g = 9,81 м/с2;
α - поправочный коэффициент, учитывающий наличие в жидкости наполнителя
(для чистой жидкости α = 1) и зависящий от его концентрации.
4 ∙ 10−3
𝜗=
= 5 ∙ 10−6
800
𝑅𝑒 =
𝜆=
0,248 ∙ 50
= 2480000
5 ∙ 10−6
0,3164
= 0,008
24800000,25
2500
502
𝑃тр = 0,008 ∙
∙
∙ 1227,26 ∙ 9,81 ∙ 1,4 = 173202016,13 м
0,248 2 ∙ 9,81
Заключение
В данной работе мы научились оперировать показателями ГРП и их
определению. Определили давление разрыва горной породы, плотность
наполнителя, потери напора на трение.
53
Исходные данные
Таблица 1 - Исходные данные
Вар
иан
т
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
𝜌п плотно
сть
породы
, кг/м3
𝑔ускоре
ние
свобод
ного
падени
я, м/с2
2300
9,81
2300
9,81
𝐻глубина
скважины
,м
2000
2500
2890
2710
2560
2430
1000
2300
2570
2450
2500
2600
2550
2850
2855
2900
2925
1200
1100
1300
1400
1500
1600
1250
1600
1750
1000
1250
dвнутрен
ний
диаметр
НКТ, м
0,248
0,248
54
ρж плотность
жидкости,
кг/м3
β - угол
кривизны
(усреднён
ный)
wлинейная
скорость
потока в
НКТ, м/с2
αпопр
авоч
ный
коэф
фиц
иент
800
900
950
1000
900
1000
900
850
900
850
900
950
940
1000
1100
1200
1200
800
800
900
950
850
950
800
900
950
800
850
25
30
35
20
40
15
20
20
25
40
20
25
35
40
20
15
20
30
35
40
25
20
25
20
15
35
35
40
50
80
350
200
250
300
350
75
260
210
250
260
265
270
275
290
270
50
55
75
80
90
110
100
150
160
70
75
1,15
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,45
1,5
1,15
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,45
1,5
1,15
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,45
1,5
1,15
1,2
1,25
1,3
Глоссарий
1.
Призабойная зона пласта (ПЗП) – так называют участок пласта,
который примыкает к стволу скважины в пределах которого изменяются
фильтрационные свойства продуктивного пласта на этапе строительства,
ремонта или же эксплуатации скважины.
2.
Давление гидроразрыва – это давление, при котором нарушается
целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные
трещины.
3.
Ламинарное течение - это слоистое течение без перемешивания
частиц жидкости и без пульсаций скоростей и давлений. При таком течении все
линии тока вполне определяются формой русла, по которому течет жидкость,
поперечные перемещения жидкости отсутствуют.
4.
Турбулентное течение – это течение, сопровождающееся
интенсивным перемешиванием жидкости и пульсациями скоростей и давлений.
5.
Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием
которого в призабойную зону пласта создается давление, обеспечивающее
нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или
расширением уже существующих.
6.
Жидкость-песконоситель - используется для транспортирования
песка с поверхности до трещины и заполнения ее песком (проппантом). Она
должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро
снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую
способность.
7.
Продавочная жидкость - применяется для продавки из насоснокомпрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости
песконосителя.
Список использованных источников
Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими
методами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 394 с.
Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения
остаточной нефти-М.: Недра, 1991. - 347 с.
55
Практическая работа №6. Определение дебита скважины после ГРП в
сложнопостроенном коллекторе
Введение
Для поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию
вовлекаются все большее количество низкопродуктивных неоднородных
пластов и пропластков. Разработка таких залежей ведется с применением
методов интенсификации притока пластовой жидкости к забоям скважин,
наиболее распространенным из которых является гидроразрыв пласта (ГРП).
ГРП позволяет существенно повысить продуктивность скважин,
вследствие создания канала высокой проводимости, соединяющего
продуктивную часть пласта со скважиной.
Умение верно рассчитать дебит после ГРП играет большую роль при
прогнозировании дальнейшей эксплуатации.
Цель работы: научиться определять дебит
сложнопостроенном коллекторе.
Задание: определить дебит скважины после ГРП.
после
ГРП
в
Теоретические сведения
Гидродинамическая система пласт-трещина моделируются как
двухпроницаемая система: трещина – высокопроницаемая система (ВПС),
пласт – низкопроницаемая система (НПС), форма трещины представлена на
рисунке 1. Из пласта флюид перетекает в трещину, а из трещины к забою
скважины, следовательно, определяющим параметром эксплуатации скважин
после ГРП является приток флюида Q из НПС в ВПС.
Приток жидкости определяется по формуле:
S
Q  4 V ( S )dS (1)
0
где: S – площадь полутрещины;
V – скорость перетока из пласта в трещину, определяется по формуле:
𝑉=2
𝑘
𝜇𝐿
[𝑃0 − 𝑃1 (𝑥, 𝑡)]𝑒 −3𝜆1(𝑡−𝑡1) (2)
где λ1=Х2/L2, k– коэффициент проницаемости пласта; μ- динамическая
вязкость флюида; X2 – коэффициент пьезопроводности пласта; L – размер зоны
дренирования, зависящий от строения залежи; P0 – давление на границе залежи;
P1(x,t) – давление в трещине, t1 – время достижения границы зоны
дренирования.
56
t1=L2/12X2
(3)
Будем считать, что фильтрация в пласте и в трещине прямолинейнопараллельная. Пусть давление в трещине распределяется по закону:
x
P1 ( x)  Pc  ( P0  Pc ) ,0  x  l (4)
l
где: l – длина трещины. Высота трещины изменяется по закону:
h( x)  h2  (h1  h2 )
x
l (5)
где: h(x) – высота трещины в произвольном сечении, h2 – высота трещины
на забое скважины, h1 – высота окончания трещины.
Рисунок 1 - Форма трещины от ГРП
dS  h( x)dx (6)
Подставляя (2), (4), (5), (6) в (1), после интегрирования получим
𝑄=
4𝑘
3𝜇𝐿
(𝑃0 − 𝑃𝑐 )𝑙(2ℎ2 + ℎ1 )𝑒 −3𝜆1(𝑡−𝑡1) (7)
При t≤t1 экспонента равна единице, t1 - время достижения давления в
НПС. Формула (7) справедлива для определения дебита после ГРП в замкнутой
залежи. В случае незамкнутой залежи экспонента равна 1. С ростом t дебит
скважины уменьшается.
Методика выполнения работы
Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев
одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L=280
м, k1=33 мД ==3310-15 м2 – проницаемость первого прослоя, k2=21 мД=211015 2
м – проницаемость второго прослоя, β*=2,3∙10-10 1/Па (коэффициент
упругоёмкости пласта), μ=2,1∙10-3 Па∙с, высота окончания трещины h1=4,6 м,
57
высота трещины на забое скважины h2=11,8 м, Р0=27,3 МПа, Рс=11,8 МПа, l =
62 м.
Приток жидкости в замкнутой залежи определяется по формуле:
4𝑘
(𝑃0 − 𝑃𝑐 )𝑙(2ℎ2 + ℎ1 )𝑒 −3𝜆1 (𝑡−𝑡1)
𝑄=
3𝜇𝐿
При t≤t1 экспонента равна единице, t1 - время достижения давления в
НПС.
Для незамкнутой залежи эта формула принимает вид:
𝑄=
4𝑘2
(𝑃 − 𝑃𝑐 )𝑙(2ℎ2 + ℎ1 )
3𝜇𝐿 0
Для первого высокопроницаемого прослоя:
4 · 33 · 10−15
(27.3 − 11.8) · 106 · 62 · (2 · 11.8 + 4.6)
𝑄1 =
−3
3 · 2.1 · 10 · 280
Q1=2027 ·10-6 м3/сек = 175, 2 м3/сут
Для второго высокопроницаемого прослоя:
4 · 21 · 10−15
(27.3 − 11.8) · 106 · 62 · (2 · 11.8 + 4.6)
𝑄2 =
3 · 2.1 · 10−3 · 280
Q2=1290 ·10-6 м3/сек = 111, 5 м3/сут
Суммарный дебит:
Q=Q1+Q2=175,2+111,5=286,7 м3/сут
Заключение
После ГРП дебит скважины значительно увеличивается. Основным
фактором, влияющим на его величину, является коэффициент проницаемости
пласта, который обусловлен возникновением новых трещин в результате ГРП.
58
Исходные данные
Таблица 1 - Исходные данные
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
L
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
340
350
360
370
380
390
k1
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
k2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
β*
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2
2,1
2,2
2,3
2,4
2,5
2,6
2,7
2,8
2,9
3,0
3,1
3,2
3,3
3,4
μ
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2
2,1
2,2
2,3
2,4
2,5
2,6
2,7
2,8
2,9
3,0
3,1
3,2
h1
1
1,2
1,4
1,6
1,8
2
2,2
2,4
2,6
2,8
3
3,2
3,4
3,6
3,8
4
4,2
4,4
4,6
4,8
5
5,2
5,4
5,6
5,8
5,9
6,0
6,1
6,2
6,3
h2
10
10,1
10,2
10,3
10,4
10,5
10,6
10,7
10,8
10,9
11
11,1
11,2
11,3
11,4
11,5
11,6
11,7
11,8
11,9
12
12,1
12,2
12,3
12,4
12,5
12,6
12,7
12,8
12,9
Р0
25,5
25,6
25,7
25,8
25,9
26
26,1
26,2
26,3
26,4
26,5
26,6
26,7
26,8
26,9
27
27,1
27,2
27,3
27,4
27,5
27,6
27,7
27,8
27,9
28,0
28,1
28,2
28,3
28,4
Рс
10
10,1
10,2
10,3
10,4
10,5
10,6
10,7
10,8
10,9
11
11,1
11,2
11,3
11,4
11,5
11,6
11,7
11,8
11,9
12
12,1
12,2
12,3
12,4
12,5
12,6
12,7
12,8
12,9
l
80
79
78
77
76
75
74
73
72
71
70
69
68
67
66
65
64
63
62
61
60
59
58
57
56
57
70
71
72
64
Глоссарий
Коэффициент проницаемости породы – характеризует пропускную
способность сухой породы в отношении любой однородной жидкости или газа,
не зависит от природы пропускаемой через породу жидкости или газа, зависит
исключительно от строения самой породы.
Коэффициент упругоёмкости пласта учитывает упругое расширение
жидкости, заключающейся в породе, и уменьшение объёма пор вследствие
упругости пласта и характеризует удельный упругий запас пластовой системы.
Рекомендуемая литература
Ибрагимов Л.А. Интенсификация добычи нефти: Учебное пособие для
студентов вузов/ Д.К. Челоянц, В.В. Мищенко. - М.: Наука, 2000. - 414 с.: ил.
Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб.
пособие. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 565 с.
59
Практическая работа №7. Расчёт солянокислотной обработки скважины
Цель работы: изучить существующие методы увеличения нефтеотбачи и
газоотдачи пластов, а именно солянокислотную обработку пласта.
Задание: произвести расчет солянокислотной обработки пласта.
Теоретические сведения
1) Выбираем кислоту и норму расхода
Солянокислотная обработка скважины основана на взаимодействие
соляной кислоты с породами сложенными известняками и доломитами, и
способности растворять их, а также растворять карбонатный цемент в песчаных
пластах.
2HCl+CaCO2=CaCl+H2O+CO2
При взаимодействии с доломитами
4HCl+CaMg(CO3)2 = CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2
Солянокислотную обработку при забойной зоны применяют на пластах,
сложенных песчаниками, имеющими карбонатный цемент. Хлористый кальций
и хлористый магний, соли хорошо растворимы в воде. Это носители кислоты и
легко удаляются из скважины. А при давлении 7,6 МПа растворяются в той же
воде.
Для обработки используют синтетическую соляную кислоту марки Б
ГОСТ 857-78, имеющую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество
примесей. Концентрацию раствора выбирают в зависимости от проницаемости
и пластового давления, и она равна 8%. Характеристика соляной кислоты
приведена в таблице 1.
Талица 1 - Характеристика марок соляной кислоты
Наименование
Нормы, обусловленные стандартом
Содержание соляной
35
31,5
кислоты, %
Содержание плавиковой
кислоты, %
Содержание серной
Не более 0,005
Не более 0,005
кислоты, %
Содержание железа, %
Не более 0,015
Не более 0,015
Рекомендуемая концентрация раствора соляной кислоты и нормы её
расхода в зависимости от характеристики пласта представлена в таблице 2.
60
Таблица 2 - Характеристика пласта и нормы расхода соляной кислоты
Характеристика пласта
HCL, %
Нормы расхода м3/м
Для карбонатной породы с высокой
проницаемостью при низком пластовом давлении
Для карбонатной породы с низкой
проницаемостью при высоком пластовом
давлении
Для песчаников с карбонатным цементом, при
средних показателях проницаемости и
пластового давления
10-12
1,0-1,5
15-12
0,5-0,6
8-10
0,8-1,0
Так пласт сложен песчаниками с карбонатными цементами со средней
проницаемостью и пластовым давлением, то согласно таблице 2 выбираем
концентрацию соляной кислоты 8%, а норму расхода на 1м мощности пласта
0,8
1.1 Определяем объём соляно-кислотного раствора
Vр = n · h, м3
где n - это норма расхода на 1м мощности пласта, принимаем n = 0,8 м3/м
2 Расчёт количества концентрированной кислоты, воды и реагентов
Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного содержания
на месте её хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед
её обработкой. Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь
различную концентрацию, необходимо рассчитывать количество воды и
кислоты.
Для уменьшения влияния соляной кислоты на металл оборудования в неё
добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами.
Соляная кислота, взаимодействуя с железом и глинами, образует соли
железа и алюминия, выпадающие в пластовых условиях в осадок.
С цементом и песчаником кислота может образовывать гель кремниевой
кислоты, также выпадающие в осадок. Для борьбы с этими нежелательными
явлениями в кислотный раствор добавляют стабилизаторы – уксусную и
плавиковую кислоты.
Продукты взаимодействия кислот с породой в процессе освоения
скважины следует удалять из пласта. Для этого в кислоту при её подготовке
добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это
поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение
продуктов реакции.
Порядок добавления различных реагентов в кислоту при её подготовке
следующий: вода – ингибиторы – стабилизаторы (уксусная и плавиковая
кислоты) – техническая соляная кислота – хлористый барий – интенсификатор.
2.1 Определяем объем товарной кислоты.
Vк 
Vр

61
3
,м
где α - переводной коэффициент, который определяется путём
интерполяции значений переводного коэффициента из таблицы 3, принимаем α
= 4,470
Таблица 3 - Значение переводных коэффициентов
Концентрация
кислотного
раствора,%
8
9
10
11
12
13
14
15
Концентрация товарной кислоты
32
31
30
28
4,470
3,954
3,541
3,204
2,923
2,685
2,481
2,305
4,325
3,820
3,420
3,100
2,825
2,600
2,400
2,230
3,847
3,400
3,047
2,755
2,514
2,312
2,1335
1,983
4,160
3,680
3,295
2,980
2,720
2,500
2,310
2,145
27
24
22
20
3,400
3,047
2,755
2,514
2,412
2,217
2,048
1,903
3,236
2,861
2,563
2,298
2,097
1,943
1,803
1,669
2,938
2,599
2,328
2,106
1,921
1,765
1,631
1,515
2,647
2,341
2,097
1,892
1,730
1,590
1,490
1,365
2.2 Определяем вес товарной кислоты
GHCL   HCL  VK , кг
 HCL - плотность концентрированной кислоты,  HCL = 1040 кг/м3
2.3 Определяем объем воды для приготовления кислотного раствора
Vв=Vр - Vк - Vдоб, м3
где Vp - объем соляно-кислотного раствора, Vp = 5,6 м3
Vk - объем соляной кислоты, Vk = 1,25 м3
Vдоб - объем добавок, м3.
2.4 Определяем количество добавок
Vдоб = (Vх.б.+Vинт+Vук+Vинг), м3
где Vх.б.- это объем хлористого бария т.к. в технической соляной
кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, который нейтрализуется добавкой
хлористого бария.
Vинг - объем ингибитора, м3
Vук - объем стабилизатора, м3
Vинт - объем интенсификатора, м3
Таблица 4 - Виды ингибиторов
Ингибитор
Формалин
Уникол-ПБ-5
Оптимальное
дозирование объёма
раствора кислоты, %
0,6 – 0,8
0,25 – 0,5
62
Пластовая температура, оС
20 – 40
20 – 40
Катапин-А
Катапин-К
Уротропин
U-1-А + уротропин
U-1-А + уротропин +
йодистый кальций
0,05 – 0,1
0,05 – 0,1
0,2 – 0,25
(0,1 + 0,2) – (0,4 + 0,8)
0,4 + 0,8 + 0,01
20 – 40
20 – 40
20 – 40
20 – 40
20 – 40
Таблица 5 - Виды интенсификаторов
ПАВ
Оптимальное
дозирование, %
Катапин-А
0,3
Катапин-А
0,3
Карбозолин-О
0,5
Марвелан-КО
0,5
Са-Де
0,3
УФЭв
0,3
ОП-10
0,3
Необходимость
ингибитора
Не нужен
Не нужен
Не нужен
Желательно
Обязательно
Желательно
Обязательно
Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной
кислоты, которую необходимо нейтрализовать добавкой хлористого бария.
2.4.1 Для определения объёма хлористого бария находим количество
хлористого бария:
Gх.б. = 21,3·Vр·(
СXр
Xк
 0,02) , кг
где C - объёмная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, C =
0,4%
Xр - концентрация раствора, Xр = 15%
Xк - концентрация товарной соляной кислоты, Xк = 31,5%
2.4.2 Определяем объем хлористого бария:
Vх.б.  G х.б ;
 х .б
где Gх.б - количество хлористого бария
 х.б - плотность хлористого бария, принимается  х.б = 4000 кг/м3
2.4.3 Определяем объём реагента В-2, применяемого в качестве
ингибитора:
Vинг  bн 
63
Vр
Cн
3
,м
где bн - норма добавки ингибитора принимается bн = 0,2%
Cн - объёмная доля товарного ингибитора Cн = 100%
2.4.4 Определяем объем уксусной кислоты принимаемой в качестве
стабилизатора:
V ук  b ук 
Vр
С ук
3
,м
где bук - норма добавок 100% уксусной кислоты, bук = 3%
Cук - объемная доля товарной уксусной кислоты,Cук = 80%
2.4.5 Определяем объем интенсификатора типа Марвелан-КО
Vин  bин 
Vр
Cин
3
,м
где bин - норма добавок и интенсификатора, bин = 0,5%
Cин - объёмная доля товарного интенсификатора, Cин=100%
Определяем общеё число добавок и воды
Vдоб = (Vх.б.+Vинт+Vук+Vинг), м3
Vв=Vр-Vк-Vдоб, м3
3 Расчёт процесса обработки скважин
В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена
водой, зумпф скважины изолируется закачкой бланкета концентрированным
раствором хлористого кальция с плотностью ρСаСl 2 = 1200 кг/м3
3.1 Определяем объем закачиваемого бланкета.
3
Vбл  0,785  Dв2  l з , м
где Dвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны
Dвн  D1  2  1 , м
где  1 - толщина стенки труб
D1 - диаметр эксплуатационной колонны
Для получения от 1м3 раствора хлористого кальция, плотностью 1200
кг/м3 требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м3 H2O.
3.2 Определяем количество хлористого кальция
64
GСаСl 2 = 540 · Vбл, кг
Vв = 0,66 · Vбл, м3
4 Приготовление солянокислотного раствора
Данный раздел не рассчитывается
После приготовления соляно-кислотного раствора, ареометром
проверяют полученную концентрацию раствора НСl и, если она не
соответствует 15%, добавляют воду или концентрированную кислоту.
Если концентрация получилась ниже запланированной (ниже 15%), то
количество добавляемой концентрированной кислоты вычисляем по формуле
ΔН = Vр · (ρз – ρф / ρ - ρз)
где Vр – объем приготовленного раствора кислоты, м3
ρз – плотность раствора запланированной кислоты
ρф – фактическая плотность раствора приготовленной кислоты
ρ - плотность концентрированной кислоты
Если концентрация НСl в приготовленном растворе получилась выше
запланированной, то количество добавляемой воды определяем по формуле
ΔНН 2 О = Vр · ( ρф - ρз / ρз - 1000)
где ΔНН 2 О – объем добавляемой воды, м3
5 План обработки призабойной зоны скважины
В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена
водой. Зумпф скважины изолируется закачкой бланкета. Трубы спускаются до
нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса
УНЦ1-160х500К закачивается раствор СаС l2 плотностью 1200 кг/м3
Таблица 6 - Техническая характеристика насоса на агрегате УНЦ1-160*500К
Скорость
Плунжер диаметром 100мм
Плунжер диаметром 120 мм
Теоретическая Давление Теоретическая
Давление
подача
МПа
подача
МПа
насоса, л/с
насоса л/с
2
2,50
47,6
3,60
33,2
3
4,76
25,0
6,85
17,4
4
8,48
14,0
12,22
9,7
5
10,81
11,0
15,72
7,6
5.1 Транспортировка бланкета осуществляется продавкой водой в объёме
выкидной линии длиной 2,5 м и НКТ длиной, определяемой по формуле
Lз  H  l з , м
65
где Н – глубина скважины, м
lз – глубина зумпфа, м
5.2 Определяем объем выкидной линии.
3
Vвык  0,785  lвык  d 2 вн , м
где lвык = 25 м
d вн  d  2   2 , мм
5.3 Определяем объем НКТ
3
VНКТ  0,785  Lизт  d вн2 , м
5.4 Определяем общий объем продавочной воды
3
Vпр  Vвык  VНКТ , м
5.5 Трубы приподнимают и устанавливают на 1-2 м выше нижних
отверстий перфораций. Размещают и обвязывают оборудованием. Закачивают
кислотный раствор в объёме выкидной линии НКТ и ствола скважины вдоль
интервала перфорации
V р  Vвык  VНКТ  0,785  h  ( Dвн2  d вн ), м
2
3
Задвижку закрывают на затрубном пространстве и насосом агрегата
закачивают остальной кислотный раствор
3
V р  V р  V р , м
Методика выполнения работы
Произвести расчет солянокислотной обработки пласта имея следующие
данные: глубина скважины H – 1570 м; диаметр эксплуатационной колонны D1
– 146 мм; толщина стенки труб δ1 – 7 мм; толщина стенки НКТ δ2; диаметр НКТ d – 65 мм;
эффективная мощность пласта h – 17 м; глубина зумпфа – 2,8 м.
1) Выбираем кислоту и норму расхода
Солянокислотная обработка скважины основана на взаимодействие
соляной кислоты с породами сложенными известняками и доломитами, и
способности растворять их, а также растворять карбонатный цемент в песчаных
пластах.
66
2HCl+CaCO2=CaCl+H2O+CO2
При взаимодействии с доломитами
4HCl+CaMg(CO3)2 = CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2
Солянокислотную обработку при забойной зоны применяют на пластах,
сложенных песчаниками, имеющими карбонатный цемент. Хлористый кальций
и хлористый магний, соли хорошо растворимы в воде. Это носители кислоты и
легко удаляются из скважины. А при давлении 7,6 МПа растворяются в той же
воде.
Для обработки используют синтетическую соляную кислоту марки Б
ГОСТ 857-78, имеющую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество
примесей. Концентрацию раствора выбирают в зависимости от проницаемости
и пластового давления, и она равна 8%. Характеристика соляной кислоты
приведена в таблице 1.
Талица 1 - Характеристика марок соляной кислоты
Наименование
Нормы, обусловленные стандартом
Содержание соляной
35
31,5
кислоты, %
Содержание плавиковой
кислоты, %
Содержание серной
Не более 0,005
Не более 0,005
кислоты, %
Содержание железа, %
Не более 0,015
Не более 0,015
Рекомендуемая концентрация раствора соляной кислоты и нормы её
расхода в зависимости от характеристики пласта представлена в таблице 2.
Таблица 2 - Характеристика пласта и нормы расхода соляной кислоты
Характеристика пласта
HCL, %
Нормы расхода м3/м
Для карбонатной породы с высокой
проницаемостью при низком пластовом давлении
Для карбонатной породы с низкой
проницаемостью при высоком пластовом
давлении
Для песчаников с карбонатным цементом, при
средних показателях проницаемости и
пластового давления
10-12
1,0-1,5
15-12
0,5-0,6
8-10
0,8-1,0
Так пласт сложен песчаниками с карбонатными цементами со средней
проницаемостью и пластовым давлением, то согласно таблице 2 выбираем
концентрацию соляной кислоты 8%, а норму расхода на 1м мощности пласта
0,8
67
1.1 Определяем объём соляно-кислотного раствора
Vр = n · h, м3
где n - это норма расхода на 1м мощности пласта, принимаем n = 0,8 м3/м
Vр=0,8·17=13,6 м3
2 Расчёт количества концентрированной кислоты, воды и реагентов
2.1 Определяем объем товарной кислоты.
Vк 
Vр

3
,м
где α - переводной коэффициент, который определяется путём
интерполяции значений переводного коэффициента из таблицы 3, принимаем α
= 4,470
Vк=13,6/4,470=3,043 м3
Таблица 3 - Значение переводных коэффициентов
Концентрация Концентрация товарной кислоты
кислотного
32
31
30
28
27
раствора,%
8
4,470 4,325 3,847 4,160 3,400
9
3,954 3,820 3,400 3,680 3,047
10
3,541 3,420 3,047 3,295 2,755
11
3,204 3,100 2,755 2,980 2,514
12
2,923 2,825 2,514 2,720 2,412
13
2,685 2,600 2,312 2,500 2,217
14
2,481 2,400 2,1335 2,310 2,048
15
2,305 2,230 1,983 2,145 1,903
24
22
20
3,236
2,861
2,563
2,298
2,097
1,943
1,803
1,669
2,938
2,599
2,328
2,106
1,921
1,765
1,631
1,515
2,647
2,341
2,097
1,892
1,730
1,590
1,490
1,365
2.2 Определяем вес товарной кислоты
GHCL   HCL  VK , кг
 HCL - плотность концентрированной кислоты,  HCL = 1040 кг/м3
GHCL= 1040·3.043=3164.72 кг
2.3 Определяем объем воды для приготовления кислотного раствора
Vв=Vр - Vк - Vдоб, м3
68
где Vp - объем соляно-кислотного раствора,
Vk - объем соляной кислоты,
Vдоб - объем добавок, м3.
VB=13.6-3.043-0,6175=9,9395 м3
2.4 Определяем количество добавок
Vдоб = (Vх.б.+Vинт+Vук+Vинг), м3
где Vх.б.- это объем хлористого бария т.к. в технической соляной
кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, который нейтрализуется добавкой
хлористого бария.
Vинг - объем ингибитора, м3
Vук - объем стабилизатора, м3
Vинт - объем интенсификатора, м3
Vдоб =0,0123+0,0272+0,51+0,068=0,6175 м3
Таблица 4 - Виды ингибиторов
Ингибитор
Формалин
Уникол-ПБ-5
Катапин-А
Катапин-К
Уротропин
U-1-А + уротропин
U-1-А + уротропин +
йодистый кальций
Оптимальное
дозирование объёма
раствора кислоты, %
0,6 – 0,8
0,25 – 0,5
0,05 – 0,1
0,05 – 0,1
0,2 – 0,25
(0,1 + 0,2) – (0,4 + 0,8)
0,4 + 0,8 + 0,01
Таблица 5 - Виды интенсификаторов
ПАВ
Оптимальное
дозирование, %
Катапин-А
0,3
Катапин-А
0,3
Карбозолин-О
0,5
Марвелан-КО
0,5
Са-Де
0,3
УФЭв
0,3
ОП-10
0,3
Пластовая температура, оС
20 – 40
20 – 40
20 – 40
20 – 40
20 – 40
20 – 40
20 – 40
Необходимость
ингибитора
Не нужен
Не нужен
Не нужен
Желательно
Обязательно
Желательно
Обязательно
Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной
кислоты, которую необходимо нейтрализовать добавкой хлористого бария.
69
2.4.1 Для определения объёма хлористого бария находим количество
хлористого бария
Gх.б. = 21,3·Vр·(
СXр
Xк
 0,02) , кг
где C - объёмная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, C =
0,4%
Xр - концентрация раствора, Xр = 15%
Xк - концентрация товарной соляной кислоты, Xк = 31,5%
Gх.б. =21.3·13.6·(0,004·0,15/0,315-0.02)=49.38 кг
2.4.2 Определяем объем хлористого бария
Vх.б.  G х.б ;
 х .б
где Gх.б - количество хлористого бария
 х.б - плотность хлористого бария, принимается  х.б = 4000 кг/м3
Vх.б.=49,38/4000=0,0123 м3
2.4.3 Определяем объём реагента В-2, применяемого в качестве
ингибитора
Vинг  bн 
Vр
Cн
, м3
где bн - норма добавки ингибитора принимается bн = 0,2%
Cн - объёмная доля товарного ингибитора Cн = 100%
Vинг=0,2·13,6/100=0,0272 м3
2.4.4 Определяем объем уксусной кислоты принимаемой в качестве
стабилизатора.
V ук  b ук 
Vр
С ук
3
,м
где bук - норма добавок 100% уксусной кислоты, bук = 3%
Cук - объемная доля товарной уксусной кислоты,Cук = 80%
70
Vук=3·13,6/80=0,51
2.4.5 Определяем объем интенсификатора типа Марвелан-КО
Vин  bин 
Vр
Cин
, м3
где bин - норма добавок и интенсификатора, bин = 0,5%
Cин - объёмная доля товарного интенсификатора, Cин=100%
Vин=0,5·13,6/100=0,068
3 Расчёт процесса обработки скважин
В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена
водой, зумпф скважины изолируется закачкой бланкета концентрированным
раствором хлористого кальция с плотностью ρСаСl 2 = 1200 кг/м3
3.1 Определяем объем закачиваемого бланкета.
3
Vбл  0,785  Dв2  l з , м
где Dвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны
Dвн  D1  2  1 , м
где  1 - толщина стенки труб
D1 - диаметр эксплуатационной колонны
Vбл=0,785·145,986·2,8=320,877м3
Dвн=0,146-2·0,007=145,986 м
Для получения от 1м3 раствора хлористого кальция, плотностью 1200
кг/м3 требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м3 H2O.
3.2 Определяем количество хлористого кальция
GСаСl 2 = 540 · Vбл, кг
Vв = 0,66 · Vбл, м3
GCaCl2=540· 192,5262=103964,148 кг
VB=0.6·320.877=192.5262 м3
71
4 Приготовление солянокислотного раствора
Данный раздел не рассчитывается
5 План обработки призабойной зоны скважины
В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена
водой. Зумпф скважины изолируется закачкой бланкета. Трубы спускаются до
нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса
УНЦ1-160х500К закачивается раствор СаС l2 плотностью 1200 кг/м3
Таблица 6 - Техническая характеристика насоса на агрегате УНЦ1-160*500К
Скорость
Плунжер диаметром 100мм
Плунжер диаметром 120 мм
Теоретическая Давление Теоретическая
Давление
подача
МПа
подача
МПа
насоса, л/с
насоса л/с
2
2,50
47,6
3,60
33,2
3
4,76
25,0
6,85
17,4
4
8,48
14,0
12,22
9,7
5
10,81
11,0
15,72
7,6
5.1 Транспортировка бланкета осуществляется продавкой водой в объёме
выкидной линии длиной 2,5 м и НКТ длиной, определяемой по формуле
Lз  H  l з , м
где Н – глубина скважины, м
lз – глубина зумпфа, м
LЗ=1570-2,8=1567,2 м
5.2 Определяем объем выкидной линии.
3
Vвык  0,785  lвык  d 2 вн , м
где lвык = 25 м
d вн  d  2   2 , мм
Vвык=0,785·0,0512·25=0,05м3
dвн=65-2·7=51 мм
5.3 Определяем объем НКТ
VНКТ  0,785  Lизт  d вн2 , м3
72
Vнкт=0,785·1567,2·0,0512=3,2 м3
5.4 Определяем общий объем продавочной воды
Vпр  Vвык  VНКТ , м3
V
пр=0,05+3,2=3,7
м3
5.5 Трубы приподнимают и устанавливают на 1-2 м выше нижних
отверстий перфораций. Размещают и обвязывают оборудованием. Закачивают
кислотный раствор в объёме выкидной линии НКТ и ствола скважины вдоль
интервала перфорации
V р  Vвык  VНКТ  0,785  h  ( Dвн2  d вн ), м3
2
Vр1=0,05+3,2+0,785·17·(0,1462-0,0512)=3,5м3
Задвижку закрывают на затрубном пространстве и насосом агрегата
закачивают остальной кислотный раствор
V р  V р  V р , м3
V 11
3
p =3.7-3.5=0.2м
Заключение
Выводы об эффективности проведения солянокислотной обработки
пласта, сравнительная характеристика с другими методами.
73
Исходные данные
Таблица 1 – Исходные данные
№
Глубина
скважины,
Н, м
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1500
1550
1650
1570
1660
1540
1620
1750
1570
1600
1710
1520
1630
1750
1530
1680
1740
1560
1660
1700
1800
1570
1640
1770
1830
1900
1560
1790
1830
1910
Диаметр
эксплуат.
колонны
D1 мм
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
146
168
Толщин Толщин
а стенки а стенки
труб
НКТ
δ1 мм
δ2 мм
7
5
8
6
9
7
10
8
10,1
9
10,2
10
7
5
10,6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
5
5
10,2
6
7
7
10,6
8
7
9
8
10
9
5
10
6
10,1
7
5
8
7
9
10,6
10
7
5
8
6
9
7
10
8
10,1
9
5
10
Диаметр Эффектив. Глубина
НКТ
мощность зумпфа
d, мм
пласта
l3 м
h,м
60
11
2,0
73
15
2,1
61
21
2,2
71
12
2,3
70
16
2,4
62
17
2,5
63
22
2,6
64
25
2,7
65
17
2,8
66
18
2,9
72
19
2,1
73
20
2,2
67
23
2,3
68
12
2,4
69
16
2,5
60
17
2,6
73
22
2,7
61
25
2,1
71
17
2,8
70
18
2,9
62
19
2,1
63
20
2,3
64
23
2,4
65
11
2,5
66
15
2,6
72
21
2,7
73
12
2,8
67
16
2,9
68
17
2,1
69
22
2,2
Список использованных источников
Ибрагимов Л.А. Интенсификация добычи нефти: Учебное пособие для
студентов вузов/ Д.К. Челоянц, В.В. Мищенко. - М.: Наука, 2000. - 414 с.: ил.
Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб.
пособие. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 565 с.
74