ВВЕДЕНИЕ
Методические указания и контрольные задания к практическим за-
нятиям предназначены для студентов специальности 090800 «Бурение
нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803 «Капитальный ре-
монт скважин» очной и заочной форм обучения.
Они составляют основу практических расчетов по курсу дисциплины
«Капитальный ремонт скважин», которые необходимо усвоить в рамках
рабочих программ и в дальнейшем применять при курсовом и дипломном
проектировании.
Методические указания содержат варианты контрольных заданий по
темам лекций, а исходные данные для них даны в приложениях.
Варианты заданий для студентов очной и заочной форм обучения
определяются преподавателем.
1 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ
1.1 Методика выбора типа и свойств жидкости глушения (ЖГ).
Применяемые ЖГ на основе водных растворов минеральных солей,
как правило, оказывают негативное воздействие на призабойную зону
скважин, особенно, вскрывающих низкопроницаемые пласты, что приво-
дит к увеличению сроков освоения и выхода скважин на расчетный режим
эксплуатации после проведения ремонтных работ.
Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой
репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гаран-
тирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважи-
ны.
Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные
трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и
продавливанием ЖГ в пласт необходимая ее плотность рассчитывается по
формуле:
()
6
из
пл
ж h cosα 9,8 10
ρ Р 1 П ⋅ ⋅ ⋅ −
⋅ +
= , кг/м3 (1)
где П — коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность
повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в
период ремонта;
Р пл — пластовое давление, МПа;
h ис — отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
а — средний зенитный угол ствола скважины, град.
Для глушения скважин механического фонда при 100%-й обводнен-
ности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима (частичная
4
замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса). В
этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывает-
ся по формуле:
()
6
тр 1
пл н
ж h cosα 9,8 10
ρ Р 1 П Р ⋅ ⋅ ⋅ −
⋅ + −
= , кг/м3 (2)
где Рн = 9,8 ⋅ P⋅(hиз — hтр) ⋅ cos a2 — давление столба пластовой жидкости
от насоса до забоя, МПа;
hтр — отметка глубины спуска НКТ или насоса, м;
α1
и α
2 — соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в
интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от под-
вески насоса до забоя, град.
При многоцикличном глушении скважин механического фонда (ри-
сунок 1) при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой
проницаемостью: менее 0,05 мкм2 = 50 мД) или если действующими инст-
рукциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плот-
ность ЖГ при втором и последующих циклах глушения определяется по
формуле:
[()] ()
h cos g
Р h h cos g 1 П
тр
пл в из тр
ж1 ⋅ ⋅
− ⋅ − ⋅ ⋅ ⋅ +
=
α
ρ α
ρ (3)
Величина П выбирается по данным, приведенным в таблице 1.
Таблица 1 — Выбор величины коэффициента безопасности
работ (ОП)
Коэффициент безопасности в
зависимости от глубины
Градиент
пластового
давления,
атм./10 м
Коэффици-
ент продук-
тивности,
м3/сут. атм.
Газосодержа-
ние продукции
м3/м3 до 1200 м 1200–2400
м
Свыше
2400 м
1 2 3 4 5 6
до 100 0,08 0,05 0,05
до 0,5 100–400 0,08 0,05 0,05
свыше 400 0,08 0,05 0,05
до 100 0,08 0,05 0,05
0,5–2,0 100–400 0,08 0,05 0,05
свыше 400 0,08 0,05 0,05
до 100 0,08 0,05 0,05
100–400 0,08 0,05 0,05
до 0,9
свыше 2,0
свыше 400 0,08 0,05 0,05
5
1 — эксплуатационная колонна; 4 — пластовая вода;
2 — НКТ; 5 — нефть;
3 — насос; 6 — газ.
Рисунок 1 — Схема расположения оборудования в ремонтируемой
скважине мехфонда (после остановки насоса)
6
Продолжение таблицы 1
1 2 3 4 5 6
до 100 0,08 0,05 0,05
до 0,5 100–400 0,08 0,08 0,05
свыше 400 0,08 0,08 0,05
до 100 0,08 0,05 0,05
0,5–2,0 100–400 0,08 0,08 0,05
свыше 400 0,08 0,08 0,05
до 100 0,08 0,05 0,05
100–400 0,10 0,08 0,05
0,9–1,2
свыше 2,0
свыше 400 0,10 0,10 0,08
до 100 0,10 0,08 0,05
до 0,5 100–400 0,10 0,08 0,05
свыше 400 0,10 0,10 0,08
до 100 0,10 0,08 0,05
0,5–2,0 100–400 0,10 0,10 0,05
свыше 400 0,10 0,10 0,08
до 100 0,10 0,08 0,05
100–400 0,10 0,10 0,08
свыше 1,2
свыше 2,0
свыше 400 0,10 0,10 0,08
1.2 Выбор необходимой вязкости ЖГ
Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии
и реагентами для предупреждения солеотложений.
1.2.1. С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны
скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение
ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увели-
чением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров.
Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо
производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температур-
ных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ.
В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать мо-
дифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничива-
ется 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150
°С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза).
Для определения необходимой концентрации добавки загустителя
необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом темпера-
турных условий применения.
1.2.2. Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высо-
копроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм2), а также при глуше-
7
нии скважин с большим газовым фактором (> 400 м3/м3) следует приме-
нять буферную жидкость максимально возможной вязкости.
При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном
поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо вве-
сти водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, си-
дерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя — до
2 %, наполнителя — до 4 %.
1.2.3. Учитывая требование коррозионной инертности ЖГ по отно-
шению к металлу труб и погружного оборудования, промышленному ис-
пользованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать
лабораторные испытания на коррозионную активность.
1.2.4. Коррозионная активность водных растворов неорганических
солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повыше-
нием температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовы-
ми водами.
Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной
коррозии, является отложение на поверхности металлов водонераствори-
мых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на
основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и
гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровожда-
ется кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложе-
нием солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых
трубах, нефтесборном коллекторе.
1.2.5. С целью предотвращения солеобразования и снижения корро-
зионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей
(CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пласто-
вую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих
реагентов:
— амифол (ТУ 6–09–20–195–910) — смесь аммонийных солей следую-
щих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной — хоро-
шо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной
консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение.
— ОЭДФ (ТУ 6–09–20–54–79) — оксиэтилендифосфоновая кислота — по-
рошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение.
— НТФ (ТУ 6–09–5283–86) — нитрилотриметилфосфоновая кислота —
порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах;
малотоксичное соединение.
Указанные реагенты используются в виде 10–20 % — ных водных
растворов и эффективны до температуры 130 °С.
Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования
должны составлять 0,02 % — 0,06 % масс., где нижнее значение соответст-
вует меньшей, а верхнее — большей концентрации осадкообразующих ио-
нов в интервале 200–2000 мг/л.
8
1.2.6. При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе
хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингиби-
торы коррозии типа Нефтехим — 3, Тарин, СНПХ — 6014М, представляющие
собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация
введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и аг-
рессивности среды.
1.2.7. Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны
быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике.
1.3 Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ.
1.3.1. С целью предотвращения отрицательного влияния капилляр-
ных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной
основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ
соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при
глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (ме-
нее 50 мД).
1.3.2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:
— межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ — пластовый
флюид должно быть минимальным и не превышать 7–10 мН/м;
— ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности
поровых каналов призабойной зоны пласта;
— в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные
ПАВ или их композиции.
1.3.3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует про-
изводить в соответствии с разделом 6 РД 39–0147009–510–85 «Руководство
по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов».
Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует
производить в соответствии в РД 39–14/02–005–90 «Инструкция по техно-
логии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регули-
руемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для
сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей».
1.3.4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется до-
бавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их со-
отношении 1:10 и содержании последнего 0,1–0,2% масс. Рабочие кон-
центрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях.
1.4 Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктив-
ность скважин после проведения ремонтных работ.
1.4.1. Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин
при проведении ремонтных работ является величина коэффициента допол-
нительных фильтрационных сопротивлений S (скин — эффект), определяе-
мого по формуле:
9
S = S1 + S2 (4)
где S1 — коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,
создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы;
S2 — коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,
создаваемых фильтратом жидкости глушения.
1.4.2. Определение величин коэффициентов S1 и S2 основано на ре-
зультатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или мо-
дельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и
производится по формулам:
c
c
1cc
1 r
n
r 1
1 ln
β
S 1
+
⋅ ⋅ ⎟
⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
= − (5)
c
c
2cc
2 r
n
r 1
1 ln
β
S 1
+
⋅ ⋅ ⎟
⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
= − (6)
где δ и β
1 — соответственно, глубина и коэффициент восстановления
проницаемости зоны кольматации проницаемый среды
вокруг перфорационных каналов;
rс — радиус скважины по долоту, м;
n — плотность перфорации, отв/м;
r0 — радиус перфорационного канала, м.
() () ⎟
⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
⋅ ⋅ + − ⋅ ⋅ +
⋅ ⋅
=
1 0
0
c
1cc
r
ln 1 δ
β
ln n r δ 1
β ln n r (7)
где Rф — радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины);
β2
ср = k2ср/k — средний коэффициент восстановления проницаемости
пористой среды по нефти после воздействия фильтрата
жидкости перфорации.
Σ=
=
n
i 1
2i
2cc n
β β (8)
где β2i — коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той
кольцевой зоне размером Δr (рекомендуется принимать равной
0,2 м) от стенки скважины до радиуса Rф проникновения фильт-
рата ЖГ.
10
1.4.3. Определение величин β
1 и δ необходимо проводить в соответ-
ствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия
твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39–147009–510–85 «Руководство
по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов». Указанные
величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в кото-
рых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные
жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очи-
стке от мелкодисперсных частиц твердой фазы до значений концентрации
последних не более 0,1% масс.
1.4.4. Для получения величин β2i и β
2ср необходимо определить зави-
симость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада
давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, получен-
ную в результате экспериментальных исследований по методике, изложен-
ной в разделе 2 РД 39–0147001–742–92 «Методика комплексной оценки ка-
чества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора
рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов».
1.4.5. Определение величин β2i и β2cр производится на основе полу-
ченной согласно п. 1.4.4. зависимости β
2 от величины перепада давления.
При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне
длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважи-
ны и планируемой депрессии при освоении (таблица 2).
Таблица 2 — Зависимость перепада давления на керне длиной 5 см
(атм.) от расстояния до оси скважины и величины де-
прессии при освоении
Расстояние Депрессия при ос — до оси скважины, м (rc = 0.11 м)
воении скважины,
МПа
0,11-
0,31
0,31-
0,51
0,51-
0,71
0,71-
0,91
0,91-
0,31
1,31-
0,71
1,71-
2,11
4,0 1,34 0,64 0,43 0,32 0,21 0,16 0,13
6,0 2,00 0,97 0,64 0,48 0,32 0,24 0,19
8,0 2,68 1,29 0,86 0,64 0,43 0,32 0,26
10,0 3,35 1,61 1,07 0,80 0,54 0,40 0,32
1.4.5. Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует
определять по формуле:
π m h
V
4 ρ q m h
R r ΔP d д
ж
2
2 э
ф c ⋅ ⋅
+
⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅
= + (9)
где ΔР — репрессия на пласт после глушения, МПа;
Vд — объем долива ЖГ во время ремонта, м3;
ρж — плотность ЖГ, кг/м3.
т — пористость, доли ед;
11
q — ускорение свободного падения, м/сек2.
1.4.6. Радиус проникновения загущенной (коркообразующей и не-
коркообразующей) ЖГ следует определить по формуле:
m h
R r V C S t
,
2 0 k
ф c ⋅ ⋅
+ ⋅ ⋅
= +
π
0 5
(10)
где С — коэффициент инфильтрации ЖГ, 1/мин0,5;
Vo — мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до
образования корки), м3/м2;
Sк — площадь поверхности контакта ЖГ с пластом (площадь
перфорационных отверстий), м2;
t — время действия репрессии на пласт (время ремонта), мин.
1.4.7. Величину С для загущенной некоркообразующей жидкости
определяют по формуле:
ηэф
C 60 k ΔP m ⋅ ⋅ ⋅
= (11)
где ηэф — эффективная вязкость фильтрующейся жидкости
(определяется для градиента сдвига 9 с –1, Па ⋅ с)
1.4.8. Величины Vo и С для коркообразующей жидкости (с твердой
фазой) определяются экспериментальным путем по методике. Для ЖГ при
капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных ве-
личин в пределах: для Vo = 5 ÷ 15 л/м2, для С = 0,005 ÷ 0,0005 м/мин0,5.
1.4.9. Величина Sк для скважин, законченных открытым забоем, оп-
ределяется по формуле:
Sк = 2 ⋅π ⋅ rc ⋅ h1 (12)
Для обсаженной и перфорированной скважины площадь поверхно-
сти контакта ЖГ с пластом Sк определяется по формуле:
() Sк = 2 ⋅π ⋅ r0 ⋅ n ⋅ hперф. ⋅ l0 − rc (13)
В таблице 3 даны сведения о размерах перфорационных каналов,
получаемых с использованием отечественных высокопробивных кумуля-
тивных перфораторов.
12
1.4.10. Выбор ЖГ необходимо производить, исходя их минималь-
ных значений коэффициента инфильтрации С.
Таблица 3 — Технические характеристики отечественных
высокопробивных перфораторов.
Параметры
№
п/п
Тип пер-
форатора
макс.
диаметр,
мм
макс.
давле-
ние,
МПа
макс.
темпер,
С0
n плот-
ность
перфора-
ции, отв/м
диам.
вход.
отв, мм
δ глуб.
канала,
мм
1 ПКО 89С 89 138 165 20 11,4 660
2 ПРК 42С 43 103 165 20 6,7 311
3 ПК 105С 105 138 165 12 9,7 655
1.5 Приведем пример оценки влияния жидкости глушения на про-
дуктивность скважин при проведении ремонтных работ.
1.5.1. Необходимая геолого-промысловая информация о продуктив-
ном пласте, конструкции скважины и виде ремонтных работ.
Из геолого-технической документации по скважине выбрать сле-
дующие данные (таблица 4):
Информация о виде ремонтных работ используется для оценки необ-
ходимой продолжительности ведения работ на скважине Т, сут.
1.5.2. Необходимо оценить влияние на продуктивность скважины
ЖГ при проведении ремонтных работ в течение 30 сут.
I.6 Расчет плотности жидкости глушения:
1.6.1 Определяем плотность жидкости глушения:
() 1277
3228 cos35 9,8 10
31,5 1 0,05
m h
R r V C S t 6
0,5
2 0 k
ф c =
⋅ ⋅ ⋅
⋅ +
=
⋅ ⋅
+ ⋅ ⋅
= + π −
кг/м3
1.6.2. Определяем радиус проникновения фильтрата незагущенной
жидкости глушения:
3,14 0,15 18
10
4 1277 9,8 0,15 18
0,0951 1,5 10 0,146
π m h
V
4 ρ q m h
R r ΔP d
5 2
д 2
ж
2
2 э
ф c ⋅ ⋅
+
⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ ⋅
= +
⋅ ⋅
+
⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅
= +
13
Таблица 4 — Расчет плотности и выбор компонентного состава
жидкости глушения при производстве
ремонтных работ
№
п/п
Данные по скважине № 1905
на Западно-Талинском месторождении.
Показатели,
ед. изм.
1. • радиус скважины по долоту rс = 0,0951 м
2. • диаметр эксплуатационной колонны dэ = 0,146 м
3. • отметка искусственного забоя по стволу
скважины
hиз= 3228 м
4. • средний угол наклона (от вертикали) по
стволу скважины
α = 35 град
5. • отметка спуска насосно-компрессорных труб
(НКТ) или насоса
hтр = 3210 м
6. • диаметр НКТ dтр = 0,102 м
• средняя проницаемость пласта k = 160 мД
7. • пористость пласта m = 0,10–0,15
8. • коэффициент продуктивности скважины до 0,5 м3/сут/атм;
9. • интервал перфорации hперф= 3210–3228 м
10. • тип перфоратора ПКО — 89С
11. • радиус перфорационного канала, rо = 0,0057 м
12. • длина перфорационного канала от центра
скважины,
lо = 0,66 м
13. • плотность перфорации, n = 20 отв/м;
14. • газосодержание продукции, до 100 м3/м3;
15. • обводненность продукции (доля воды в неф-
тегазовой смеси)
b = 30%
16. • плотность пластовой воды ρ
в = 1100 кг/м3;
17. • альтитуда скважины А = 100 м
18. • пластовое давление и дата его замера Рпл = 31,51 МПа.
19. • коэффициент безопасности П = 0,05
20. • температура на поверхности при производст-
ве работ
t = 20 С0
21. • температура на забое t = 76 С0
22. • среднегодовая температура на устье t = 0 C0
1.6.3. Определяем коэффициент инфильтрации жидкости глушения
для загущенной некоркообразующей жидкости
0,005
η
C 60 k ΔP m
эф
=
⋅ ⋅ ⋅
= м/мин
14
Величины V и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой)
определяются экспериментальным путем. Для ЖГ при капитальном ре-
монте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в преде-
лах: для V() =5 ÷15 л/м, для
С = 0,005–0,0005 = 0,5 м/мин.
1.6.4. Определяем площадь контакта (поверхность) жидкости с
пластом
S = 2 ⋅π ⋅ r0 ⋅ n ⋅ h ⋅ (l0 − rc) = 2 ⋅3,14 ⋅0,00579 ⋅ 20 ⋅18 ⋅ (0,66 −0,0951) = 7,39 м2
1.6.5. Принимаем:
ΔР — репрессия на пласт после глушения = 1,5 * 105 МПа;
Vд — объем долива ЖГ во время ремонта мгновенная утечка (объем
ушедший в пласт жидкости до образования корки) = 10 м3/м2;
С — коэффициент инфильтрации ЖГ = 0,005 м/мин0,5;
t — время действия репрессии на пласт (время ремонта) = 30 суток или
(30 * 24 * 60) мин.
1.6.6. Определяем радиус проникновения загущенной (коркообразую-
щей и некоркообразующей) ЖГ
() 0,79
3,14 0,15 18
0,0951 10 0,005 7,39 30 24 60
m h
R r V C S t
0,5
2
0,5
0 к
ф c =
⋅ ⋅
+ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
= +
⋅ ⋅
+ ⋅ ⋅
= +
π
м
1.6.7. Определяем величину коэффициента дополнительных фильт-
рационных сопротивлений S (скин — эффект):
S = S1 + S2
c
ф
2cc
2 r
R
ln 1 1 S ⋅ ⋅ ⎟
⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
= −
β
0,71
0.0951
20
0.095 1
1 ln
0,29
1
r
n
r 1
S 1 1 ln
c
c
1cc
1 =
+
⋅ ⋅ ⎟⎠
⎞
⎜⎝
= ⎛ −
+
⋅ ⋅ ⎟
⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
= −
β
1.6.8. Определяем величины коэффициентов S1 и S2 основанные на
результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или
модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава
15
(()) (())
0,29
ln1
0,5
ln 20 0,0057 1
ln 20 0.0951
r
ln n r 1 ln 1
ln n r
1 0
0
c
1cc =
⋅ ⋅ − ⋅
⋅
=
⎟ ⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
⋅ ⋅ + − ⋅ ⋅ +
⋅ ⋅
=
δ
β
δ
β
2,2
0,19
1 ln 0,95
0,43
1
r
R
S 1 1 ln
c
ф
2cc
2 = ⋅ ⋅ ⎟⎠
⎞
⎜⎝
⋅ ⋅ = ⎛ − ⎟
⎟⎠
⎞
⎜ ⎜⎝
⎛
= −
β
0,43
n
β β
n
i 1
2i
2cc = =Σ=
Тогда коэффициент дополнительных фильтрационных сопротив-
лений,
S = S1 + S2 = 0,71 + 2,2 = 2,91
Заключение: Для глушения рассматриваемой скважины с целью
снижения отрицательного влияния жидкости глушения на продуктивность
предпочтительно использование данной жидкости глушения с добавкой
МК-3 и НТФ.
1.7 Выбор компонентного состава жидкости глушения
С целью сохранения коллекторских свойств высоконапорных про-
дуктивных горизонтов за счет исключения необратимой кольматации пор
частицами твердой фазы и предотвращения гидратации глинистых мине-
ралов в качестве ЖГ используется в основном, водный раствор хлорида
кальция (СаСl2) и нитрата кальция (кальциевой селитры) плотностью до
1600 кг/м3.
Минимальной температурой кристаллизации обладают растворы с
соотношением солей 1: 1, с небольшим преобладанием Ca(NO3)2. Неочи-
щенные рассолы плотностью 1600 кг/м3, содержащие до 1% примесей из
технических солей, имеют температуру кристаллизации в пределах от — 8
до — 16 °С. Та кие же рассолы плотностью 1500 кг/м3 кристаллизуются при
температуре — 33°С, а плотностью 1400 кг/м3 — при -58°С. Достаточная кор-
розионная инертность рассола обеспечивается введением едкого натра
(Na2СО3) до значений рН=7–8. Если длительность ремонтных работ пре-
вышает 30 суток, то необходимо в жидкость глушения ввести 0,2 % ОЭЦ
(оксиэтилцеллюлоза) или добавить ингибитор коррозии (0,2 %) КПИ-3.
Пример 2.
Требуется провести расчет компонентного состава ЖГ на основе
смеси CаCl2 и Са(NO3)2 полученной плотностью 1277 кг/м3, если темпера-
16
тура на поверхности минус 20°С, на забое 76°С, среднегодовая температу-
ра на поверхности земли (устье) равна 0 градусов С.
1. Определяем среднюю температуру в скважине и необходимую
плотность ЖГ на поверхности при 20°С:
tср = 0,5 ⋅ (tз + t у)= 0,5 ⋅ (76 + (0)) = 38 0С (14)
где tз — статическая температура на забое скважины, °С;
ty — температура на устье скважины, °С.
2. Определяем плотность ЖГ для условий ее приготовления на по-
верхности:
ρ n = ρ + (tср − tn)⋅ k = 1277 + (38 − 20)⋅0,68 = 1289 кг/м3 (15)
где ρ
п — плотность ЖГ на поверхности при температуре tп, кг/м3;
tп — температура на поверхности земли, °С;
tcp — средняя температура в скважине, °С;
К — температурный поправочный коэффициент, определяется по
со ответствующей методике 1.1. ориентировочно можно
принять К = 0,68.
3. Определяем процентное содержание компонентов, обеспечи-
вающее минимальную температуру кристаллизации жидкости:
СаС12–26,5 %
Ca(N03)2–28,0 %
Н20–45,5 %.
4. Определяем расход материалов для определения 1 м3 жидкости
глушения (рассола):
341,6
100
СaCl 1289 26,5 2 =
⋅
= кг
() 360
100
Ca NO 1289 28,0 3 2 =
⋅
= кг
586,5
100
H O 1289 45,5 2 =
⋅
= кг
по соответствующей методике определяем содержание влаги в применяе-
мых солях /1/. Находим, например, что содержание влаги в CaCl2–20 %, в
Са(NО3)2–14%.
17
5. Определяем расход солей для приготовления 1 м3 ЖГ с учетом
содержания влаги в солях:
427
100 20
СaCl 341,6 100 2 =
−
⋅
= кг
() 419,6
100 14
Ca NO 360,9 100 3 2 =
−
⋅
= кг
H2O = 1289 − (427 + 419,6) = 442,4 кг
6. Определяем объем скважины из условия, что средняя толщина
стенки эксплуатационной колонны равна 8 мм
h 0,785 0,130 3,210 42,6
4
V d 2
тр
2
эк
скв ⋅ = ⋅ ⋅ =
⋅
=
π м3
7. Определяем необходимый объем жидкости глушения с учетом
условия:
• приготовление жидкости глушения равному двойному объему
скважины;
• коэффициента потерь К= 1,1
Vжг = 2 ⋅Vскв ⋅К = 2 ⋅42,6 ⋅1,1 = 93,72
8. Находим потребное количество материалов для приготовления
93,7 м3 ЖГ.
СaCl2 = 427 ⋅93,7 = 40009,9 кг;
Ca(NO3)2 = 419,6 ⋅93,7 = 39316,5 кг;
H2O = 442,4 ⋅93,7 = 41452,9 м3
Результаты расчета приводим в таблице 5.
Таблица 5 — Результаты расчета.
Материал Расход материалов
на 1 м3рассола, кг
Расход солей
для приготовле-
ния 1 м3 на кг
Потребное кол-во мате-
риалов для приготовле-
ния 93,7 м3 ЖГ, кг
CaCl2 341,6 427,0 40009,9
Ca(NO3)2 360,9 419,6 39316,5
H2O 586,5 442,4 41452,9
18
2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Все более распространенной технологией интенсификации нефтедо-
бычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных
скважин, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные
продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характери-
стиками, стала технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Техно-
логия ГРП опробована почти во всех отложениях Западной Сибири, начи-
ная от верхнемеловых до юрских.
Одним из недостатков ГРП является то, что при распространении
трещины по пласту ориентация и направление ее распространения обу-
словлены напряженным состоянием пород и не контролируется техноло-
гически. В результате этого трещина уходит за пределы продуктивного
пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае наличия вблизи про-
дуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению сква-
жины. В связи с этим перед проведением ГРП рекомендуется провести
глубокую кислотную обработку пласта.
В настоящее время скважины для проведения ГРП выбирают по сле-
дующим основным критериям:
• Дебит жидкости — до 10 м3/сут;
• Перфорированная мощность — не менее 3 м.;
• Обводненность — менее 30%;
• Остаточные извлекаемые запасы — не менее 70% начальных.
Произведем расчет процесса ГРП (Желтов С.А., Беренблат В.М.) ис-
пользуя исходные данные (таблица 6).
Определим вертикальную составляющую горного давления Ргв
Ргв = ρ п ⋅ g ⋅ L (16)
где − п
ρ средняя плотность вышележащих пород, кг/м3.
Горизонтальную составляющую горного давления рассчитываем по
следующей формуле:
(ν)
ν
−
⋅
=
1
Р Ргв
г (17)
где ν = 0,3 — коэффициент Пуассона;
19
Таблица 6 — Исходные данные для расчета ГРП.
Показатель Обозна-
чение Величина Ед. из
м.
1 2 3 4
Глубина скважины L 2835 м
Диаметр скважины D 0,2159 м
Вскрытая толщина пласта h 20 м
Средняя проницаемость K 2,8×10–11 м2
Модуль упругости пласта E 2×106 Па
Коэффициент Пуассона ν 0,25
Средняя плотность пород над продуктив-
ным пластом ρ
п 2070 кг/м3
Ускорение свободного падения g 9,81 м/с2
Плотность жидкости разрыва ρ
р 1000 кг/м3
Вязкость жидкости разрыва η 0,038 Па×с
Пористость трещины после закрытия mт 40 %
Концентрация песка в жидкости разрыва c 800 кг/м3
Внутренний диаметр НКТ dв 0,059 м
Плотность проппанта ρпп 2,6 кг/м3
Давление ГРП на забое скважины:
Рз = Рг + Бр (18)
где Бр = 6 — предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв
(определяется по графику /2/), МПа.
Давление на устье скважины при ГРП определяется
Ру = Рг + Ртр + Бр − Рпл (19)
где тр Р — потери давления в системе обвязки и трубах (ориентировочно
можно принять Рнкт=0,2 МПа на 100м НКТ), МПа;
Pпл = 27,0 МПа — пластовое давление.
Общий объем жидкости для проведения процесса ГРП определяется
по формуле:
20
V =Vпр +Vжр +Vп (20)
где − жр V объем жидкости разрыва, м3;
− пр V объем продавочной жидкости, м3;
− п V объем жидкости песконосителя, м3.
Объем жидкости разрыва определяется из условия Vжр = 2 м3 на 1 м
эффективной толщи продуктивного пласта.
Общий объем продавочной жидкости
4
V к dвн Hнкт
пр
⋅ ⋅ ⋅
=
π (21)
где к = 1,3 — коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости
над объемом труб;
− вн d внутренний диаметр НКТ, м;
− нкт Н глубина спуска НКТ, м.
Объем жидкости песконосителя
П
П
П К
V = М (22)
где МП = 12 т — масса песка закрепителя;
К П = 0.56 т/м3 — концентрация песка в 1м3 жидкости песконосителе.
Рассчитаем число насосных агрегатов по формуле:
1
Q
Q
N
АГР
тр
1 = + (23)
где Qтр ≥ 0,05 м3/с — требуемый расход;
QАГР = 0,0225 м3/с — производительность насосной установки
«Кардвелл».
Число пескосмесительных агрегатов определяет
БУНК
П
2 V
M
N = (24)
21
где VБУНК = 9 м3 объем бункера пескосмесительного агрегата.
Продолжительность процесса ГРП выражается уравнением:
q
t = V (25)
где q = 0,0225 м3/с — темп закачки жидкостей ГРП.
Используя формулы (16–25) произведем расчет процесса ГРП.
Определим вертикальную составляющую горного давления:
Pгв = 2070 ⋅9,81⋅ 2725 = 55,33 МПа
Горизонтальная составляющая горного давления:
23,71
(1 0,3)
P 55,33 0,3 г =
−
⋅
= МПа
Давление ГРП на забое скважины:
Рз = 23,71+ 6 = 29,71 МПа
Давление на устье при проведении ГРП:
Pу = 23,71 + 5,41 + 6 − 27 = 8,12 МПа
Объем жидкости разрыва:
Vжр = 2 ⋅ 20 = 40 м3
Объем продавочной жидкости:
9,61
4
V 1,3 3,14 0,059 2705
2
пр =
⋅ ⋅ ⋅
= м3
Объем жидкости песконосителя
:
21,4
0,56
V 12 П = = м3
Общий объем жидкости для проведения процесса
22
V = 9,61+ 40 + 21,4 = 73,71 м3
Число насосных агрегатов:
1 4,55
0,0225
N 0,08 1 = + =
Принимаем число насосных агрегатов = 5.
Число пескосмесительных агрегатов:
1,33
9
N 12 2 = =
Принимаем число пескосмесителей равным 2.
Продолжительность процесса ГРП:
3276c 54,6
0,0225
t = 73,71 = = мин
2.1 Выбор вида и состава жидкости для ремонта скважин
Основные жидкости, используемые для капитального ремонта и за-
канчивания скважин обычно подвергают обработке для придания им ста-
бильности и способности не загрязнять продуктивный пласт (вводят KCl,
реагенты стабилизаторы). Их загущяют биополимерами или гидроксиэтил
целлюлозой, которые очень мало загрязняют продуктивный пласт. Вводят
ПАВ для регулирования характера смачиваемости поверхности породы.
Жидкости для капитального ремонта должны быть тщательно от-
фильтрованы для того, чтобы они не загрязняли продуктивный пласт. Ни-
же перечислены факторы, которые нужно учитывать при выборе жидкости
для КРС:
а) Поддержание нормального состояния ствола скважины;
— величина пластового давления;
— фильтратоотдача;
— размещение в заданном интервале;
— вынос твёрдых частиц при циркуляции;
б) Загрязнение продуктивного пласта.
— проникновение в пласт твёрдых частиц или перемещение твёрдых
частиц в поровых каналах;
— взаимодействие с частицами глинистых минералов;
— изменение относительной проницаемости;
23
— изменение характера смачиваемости породы;
— выпадение твёрдых продуктов;
— растворение
в) Стабильность, поддержание заданных свойств.
— влияние химического и бактериологического факторов;
— механические свойства;
г) Наличие (доступность)
— количество или качество;
— транспортировка, хранение, способы работы с жидкостью;
— стоимость.
д) Утилизация
— обработка и хранение для повторного использования;
— влияние на окружающую среду, токсичность.
Приведем пример расчёта
1 Определяем массу воздушной фазы.
Производительность компрессора УКП-80 равна 8м3/мин или 0,133
м3/с. Плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,29 кг/м3.
Тогда:
М2 = ρ 2V2 (26)
М2 = 0,133·1,29 = 0,172 кг/с
2. Определяем отношение масс:
1
2
M
δ = M (27)
0,03
5,5
δ = 0,172 =
3 Определяем массу жидкой фазы
Принимаем расход воды для аэрации 3 м3/10 мин = 0,005 м3/с;
плотность жидкой фазы с твёрдыми добавками — p = 1100 кг/м3
Тогда:
M1 = ρ1V1 (28)
М1=1100·0,005=5,5 кг/с
4 Предельная величина растворимости воздуха в воде находится
приближённо. Известно, что максимальная растворимость природного газа
в 1 м3 воды при забойном давлении Р = 350 кгс/см2 и температуре t =
1200С составляет 4 м3/м3. Эту величину и следует принять, хотя раствори-
24
мость воздуха значительно ниже. Объём воды плотностью 1000 кг/м3 бе-
рётся при температуре t = 15ºС и давлении 1 кгс/см2. Масса данного кило-
моля воздуха равна 29 кг/кмоль. Следовательно
R T
С M G P
1
r
⋅ ⋅
⋅ ⋅
=
ρ
(29)
С= 0,005
1000 289 0,082
29 4 1 =
⋅ ⋅
⋅ ⋅
5. Находим мольную долю водяного пара в забойных условиях. По
формуле Осборна-Майерса давление насыщенных паров принято 1 кгс/см2
имеем
з
н
P
P ϕ = (30)
0,03
350
ϕ = 1 =
6 Рассчитываем концентрацию воды в газовой фазе.
3
2
M
1 1 M
K 1
⋅
−
+
=
ϕ
ϕ (31)
0,002
18
29
0,003
1 1 0,003
К 1 =
⋅
−
+
=
7 Плотность газовой фазы в забойных условиях определяется при-
ближённо как отношение массы одного киломоля воздуха к мольному объ-
ёму воздуха, равному 0,2 м3/кмоль.
V
M2
ρ 2 = (32)
145
0,2
29
ρ 2 = = кг/м3
(1 K) (1)
(1 C) C
2
1
δ
δ
ρ
ρ
β
− ⋅ +
⋅ − −
= ⋅ (33)
0,18
(1 0,002) (1 0,03)
0,03(1 0,005) 0,005
145
1100 =
− ⋅ +
− −
β = ⋅
25
9 Рассчитываем плотность аэрированной суспензии при давлении
350 кгс/см2 и температуре 120ºС.
β
ρ β ρ
ρ
+
+ ⋅
=
1
1 2 (34)
954
1 0,18
1100 0,18 145 =
+
+ ⋅
ρ = кг/м3 = 0,954 г/см3
2.2 Гидропескоскоструйная перфорация скважин
Наиболее эффективным способом вскрытия продуктивных отложе-
ний является гидропескоструйная перфорация (ГПП). Имея максимальную
среди известных способов, глубину проникновения в пласт, ГПП позволя-
ет увеличить приведенный радиус скважины.
Однако в производственных условиях в условиях геологоразведоч-
ных работ провести гидропескоструйную перфорацию в полном объеме с
подготовкой специальных жидкостей носителя и расклинивающего агента,
пескосмесительного агрегата, нескольких насосных агрегатов и т. д. чрез-
вычайно сложно. Поэтому чаще всего ГПП проводят по следующей схеме.
В скважину спускают стандартный гидроперфоратор, оставив в нем неза-
глушенными лишь два отверстия, и проводят резку колонны с использова-
нием глинистого раствора, утяжеленного баритом. Так как абразивность
барита ниже, чем у песка, продолжительность резки увеличивают в два
раза.
Существенным недостатком этого способа является ухудшение есте-
ственной проницаемости породы вблизи стенок образующегося канала
перфорации вследствие проникновения в пласт фильтрата глинистого или
любого другого раствора.
Перед проведением ГПП определяется темп закачки (расход) в про-
цессе перфорации
см
103
Q 100 n f 20g P
ρ
Δ
ϕ
⋅
⋅
= ⋅ ⋅ ⋅ (35)
где n − число насадок, шт;
ϕ = 0,82 − коэффициент скорости закачки;
f −площадь сечения насадки, см2;
ΔP = 15 МПа — перепад давления в насадке;
ρ см −плотность смеси, кг/м3.
ρ см = с ⋅(ρ п − ρ в)⋅ρ в (36)
где с − объемная доля смеси воды с песком, %;
26
− п ρ плотность песка, кг/м3;
ρ в = 1000 кг/м3- плотность воды.
0 в
0
С 100
С С
+ ρ
= (37)
где С0 = 100 кг/м3 — массовая доля песка.
Определяется необходимое количество жидкости для ГПП, которое
равно суммарному объему скважины cкв V, объему жидкости с учетом
фильтрации ее в пласт (0,3⋅Vcкк), объему жидкости равному объему сква-
жины для промывки после ГПП.
Qж = 2,3V ⋅H (38)
где V − объем 1 м погонного эксплуатационной колонны, м3;
H − глубина перфорации, м.
Определяется количество песка Qп.
Qп = 1,3⋅Vcкк ⋅С0 (39)
Определяется количество агрегатов
1
Q
n Q
агр
= + (40)
Определяется предельно допустимая (безопасная) глубина спуска
НКТ при циркуляции в скважине
Т
вн у
стр
q
F Р
к
G
L
− ⋅
= (41)
где 3
Gстр = 387 ⋅10 — страгивающая нагрузка в резьбовых соединениях
НКТ 73 марки стали К;
к = 1,3–1,5 Н — коэффициент запаса прочности;
Fвн = 0,00273 м2 — площадь внутреннего сечения НКТ 73×7мм;
− у P давление на устье скважины при работе агрегатов, МПа;
− Т q вес 1 м труб с муфтами без учета потери веса в жидкости, Н/м.
27
Определяется максимально возможная глубина спуска НКТ при от-
сутствии циркуляции (при поглощении)
q F g
F Р
к
G
L
Т вн см
вн у
cтт
»
+ ⋅ ⋅
− ⋅
=
ρ
(42)
Определяются гидравлические потери Р:
P = Pг + Рн + РП + Рк (43)
где Рк − потери давления в трубах, МПа;
Рн − потери давления в насадках, МПа;
РП = 3,5&nbs | 
Комментариев 3