Выбор объектов для кислотной обработки пласта

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 7Следующая ⇒

Выбор объектов для кислотной обработки ПЗП проводится на основании данных о промыслово-геофизических и газогидродинамических исследованиях скважины, данных о профиле притока, свойствах пластового флюида, коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, трещиноватость, их минералогический состав), свойствах бурового раствора, применявшегося при вскрытии пласта, и рабочей жидкости, применявшейся при перфорации.

Скважины, подлежащие кислотной обработке, выбираются по данным ГИС, ГДИ и КВД. По этим данным оцениваются проницаемость пласта, вскрытого скважиной, проницаемость и радиус загрязнения зоны, потенциальный и фактический дебиты, коэффициент скин-эффекта. Сравниваются потенциальный и фактический дебиты скважины, и получается один из трех возможных вариантов [256]:

- фактический дебит выше потенциального;

- фактический дебит близок или равен потенциальному;

- фактический дебит ниже потенциального.

Если фактический дебит газа выше потенциального или близок к нему, скважина считается освоенной, и эксплуатация ее экономически целесообразна, то проводить кислотную обработку не требуется, так как в этом случае все виды кислотной обработки неэффективны. В случае же, если эксплуатация скважины экономически нецелесообразна, то в таких скважинах, вскрывающих карбонатные коллекторы, необходимо проводить кислотный ГРП, а в терригенных - ГРП с проппантом.

Если дебит скважины ниже потенциального, то такие скважины подлежат кислотной обработке, что позволяет снизить коэффициент скин-эффекта за счет уменьшения кольматации ПЗП, а в некоторых скважинах сделать его отрицательным и, следовательно, повысить фактические дебиты [256].

Оценка потенциального дебита газовой скважины

Потенциальный дебит газовой скважины - это дебит, который имеет скважина при проектной или фактической величине депрессии на пласт или устьевом давлении, когда эксплуатируемый ею пласт будет иметь естественные ФЕС (пористость, проницаемость).

Потенциальный дебит скважин вычисляют из системы уравнений, описывающих работу системы «пласт-забой-устье скважины» [256]:

(7.44)

где Р_пл - текущее пластовое давление, МПа;

Р₃ - давление на забое, которое устанавливается при работе скважины с

потенциальным дебитом, МПа;

А_п и В_п - коэффициенты фильтрационных сопротивлений при естественной

проницаемости эксплуатируемого пласта (залежи) соответственно

МПа²·сут/тыс. м³ и А_п (МПа·сут/тыс. м³)²;

Q_п - потенциальный дебит газовой скважины, тыс. м³/сут;

λ - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления лифтовых труб;

s - безразмерный показатель, вычисляемый по формуле:

(7.45)

где - относительная плотность газа;

L - длина лифтовых труб, м;

Т_ср - средняя расчетная температура в стволе при работе скважины с потенциальным

дебитом (К), вычисляемая по формуле:

(7.46)

где Т_з, Т_у - температура на забое и устье скважины соответственно, которая

устанавливается при отборе потенциального дебита, К;

z_cp - коэффициент сверхсжимаемости газа при Т_ср и Р_ср, определяемый по

приведенным параметрам давления и температуры (Р_пр= Р_ср/ Р_кр; Т_пр= Т_ср/ Т_кр);

D - внутренний диаметр лифтовых труб, м.

Критическое давление Р_кр и критическую температуру Т_кр определяют по компонентному составу газа и критическим параметрам входящих в него компонентов.

Среднее давление в стволе скважины Р_ср (МПа) вычисляют по формуле:

(7.47)

где Р_у - заданное давление на устье (головке) скважины до штуцера, МПа.

Для расчета средней температуры газа в стволе скважины необходимо предварительно определить температуру на забое Т_з и устье Т_у. При этом желательно иметь замеры температуры как на устье, так и на забое скважины.

Используют графические и аналитические методы определения указанных температур [256].

Аналитические методы трудоемки и требуют применения персонального компьютера. Наиболее простым способом оценки забойных и устьевых температур является использование изоэнтальпийных номограмм. При движении газа по двухступенчатой лифтовой колонне давление на забое Р_з, МПа, вычисляют по формуле:

, (7.48)

где

; (7.49)

; (7.50)

; (7.51)

; (7.52)

L₁,L₂ - длина верхней и нижней секции лифтовых труб соответственно, м;

D₁,D₂- внутренний диаметр верхней и нижней секции лифтовых труб соответственно, м;

, - безразмерные коэффициенты гидравлического сопротивления верхней и

нижней секции лифтовых труб соответственно.

Если количество секций лифтовой колонны различного диаметра более двух, то используют эквивалентный диаметр d_экв, м, вычисляемый по формуле:

, (7.53)

где n - количество секций НКТ;

V_i - объем i-й секции НКТ, м³;

L_i - длина i-й секции НКТ, м.

При встречающихся на практике скоростях течения газа в скважинах коэффициент является функцией числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости , вычисляемых по формулам:

; (7.54)

(7.55)

где k - размерный коэффициент, кг·с²/м⁴,

Q - дебит газа, тыс. м³/сут;

- относительная плотность газа;

D - внутренний диаметр лифта, см;

- динамическая вязкость газа, мПа·с;

l_k - абсолютная шероховатость лифтовых труб, мм.

Величину абсолютной шероховатости l_k, мм, принимают согласно [252]:

- для новых стальных труб - 0,05-0,07;

- стальных труб, бывших в эксплуатации - 0,10-0,18;

- чугунных труб - 0,20-0,25.

Величину коэффициента k при расчетах движения газа в трубах принимают равной (при 20 °С и 760 мм рт. ст.) 1777 кгс²/м⁴.

При ламинарном течение (Re < 2300) коэффициент гидравлического сопротивления труб практически не зависит от шероховатости и вычисляется по формуле:

Re = 64/Re. (7.56)

При турбулентном течении (2300 < Re < 106), которое, как правило, имеет место в газовых скважинах, является функцией Re и и определяется по формуле:

. (7.57)

При больших расходах (Re > 106) наступает так называемая турбулентная автомодельность, когда λ не зависит от Re. В этом случае вычисляется по формуле:

(7.58)

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений эксплуатируемого скважиной изотропного пласта А_n, В_n вычисляют по формулам:

, (7.59)

, (7.60)

где - динамическая вязкость газа в термобарических условиях пласта, мПа·с;

Z_пл - коэффициент сверхсжимаемости газа в термобарических условиях пласта;

Р_ат - атмосферное давление, равное 0,1033 МПа;

Т_пл - пластовая температура, К;

_г - плотность газа при Р_ат и Т_ст, кг/м³;

К_п - естественная фазовая проницаемость по газу эксплуатируемого скважиной

пласта, определяемая по результатам лабораторного исследования кернового

материала с учетом его водо- или газонасыщенности, выделенной по ГИС или

результатам обработки газодинамических исследований скважины, мкм²;

Н_эф - газонасыщенная толщина эксплуатируемого скважиной пласта, определяемая

по результатам геофизических исследований, м;

Т_ст - стандартная температура, 293 К;

L_м - коэффициент макрошероховатости породы пласта, м;

R_к - радиус контура питания, м;

R_c - радиус скважины, м, для практических расчетов обычно принимаемый

R_к = 500 м; R_c = 0,1 м;

C₁,C₂ - коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по степени

вскрытия пласта;

С₂,С₄ - коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по

характеру вскрытия пласта.

Величину коэффициента макрошероховатости l_м, характеризующего структуру порового и трещинного пространств эксплуатируемого пласта, вычисляют по формуле:

l_м = 4,25 ·10^-12 · K_n^1,45 (7.61)

Для большого класса естественных пористых сред коэффициент макрошероховатости породы l_м вычисляют по формуле:

, (7.62)

где S_B - объем связанной воды, доли ед;

m₀ - естественная открытая пористость коллектора, определяемая по ГИС, доля ед.;

К₀ - абсолютная проницаемость пласта, мкм².

Коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины: C₁, С₂, С₃, С₄, вычисляют по формулам:

; (7.63)

; (7.64)

; (7.65)

(7.66)

где Н - относительное вскрытие пласта скважиной, вычисляемое по формуле:

, (7.67)

R_с - радиус скважины по долоту, м;

N₀ - количество перфорационных отверстий на 1 пог. м;

R₀ - радиус условно принимаемой полусферы, образующейся за цементным камнем

у каждого перфорационного отверстия (для практических расчетов принимают

равным 0,03 м);

n - число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне против продуктивного интервала пласта, вычисляемое по формуле:

. (7.68)

Если скважина эксплуатирует интервал анизотропного пласта, представленного пропластками с различными ФЕС (пористость, проницаемость, газонасыщенность), разделенными непроницаемыми (например, глинистыми) перемычками, то каждый из продуктивных пропластков можно принять за изотропный пласт (залежь). В этом случае коэффициенты фильтрационных сопротивлений пропластков вычисляют по формулам:

, (7.69)

, (7.70)

где n - количество продуктивных пропластков;

A_ni,B_ni - коэффициенты фильтрационных сопротивлений i-гo пропластка.

Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 513; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!