Последовательность действий при подборе скважин для проведения ГРП:

1. Анализ геолого-физической и промысловой информации; построение детальной геологической модели объекта.

2. Определение ориентации трещин.

3. Расчет оптимальных параметров трещины - длины и проводимости.

4. Выявление скважин с загрязненной призабойной зоной.

5. При предварительном подборе скважин для ГРП на новом участке или месторождении необходимо учитывать по возможности ориентацию трещин.

6. Создание геолого-математической модели объекта.

7. Расчет базового варианта разработки (без проведения ГРП).

8. Расчет варианта с гидроразрывами во всех скважинах, намеченных на этапах 4-5.

9. Сопоставление базового варианта и варианта с ГРП: выявление скважин, в которых гидроразрыв не приводит к существенному увеличению добычи нефти; выявление невырабатываемых участков пласта и проектирование дополнительных ГРП в добывающих скважинах для дренирования этих участков; выявление участков, характеризующихся пониженным пластовым давлением, и проектирование дополнительных ГРП в нагнетательных скважинах.

10. Создание новых вариантов с ГРП, проведение расчетов, сопоставление вариантов между собой и с базовым вариантом.

11. Выбор нескольких, технологически эффективных вариантов.

12. Проведение технико-экономических расчетов с учетом затрат на ГРП; выбор рекомендуемого варианта.

Создание полностью автоматизированной процедуры подбора скважин для проведения ГРП в настоящее время не представляется возможным. Такая процедура не позволит учесть все факторы, оказывающие влияние на выбор скважин, исключит возможность принятия нестандартных решений, связанных с какими-либо особенностями пласта, скважины, технологии ГРП и т.п.

Имеющийся опыт решения аналогичных, может быть даже более простых задач, таких как автоматизированное воспроизведение истории разработки, оптимальное управление режимами работы скважин и др., показал, что на практике эти процедуры почти не используются. Это связано с тем, что несмотря на то, что постановки таких задач содержат, как правило, много упрощающих предположений, сужающих круг применения полученных результатов, их решение требует больших затрат материальных и временных ресурсов. Поэтому наиболее рациональный путь состоит в создании эффективной компьютерной модели для расчета технологических показателей разработки с применением ГРП и одновременно глубоком изучении физических процессов, связанных с гидроразрывом, для принятия обоснованных решений по выбору параметров ГРП и скважин для обработки.

6. Расчёт гидравлического разрыва пласта

6.1 Расчёт давления гидроразрыва пласта

Р_разр = Р_в.г. - Р_пл + _р;

где Р_в.г. - вертикальное горное давление;

Р_пл - пластовое давление;

_р - давление расслоения пород.

Вертикальное горное давление Р_в.г. - определяют по формуле:

Р_в.г. = _пgН,

где Н - глубина залегания пласта;

_п = 2500 кг/м³ - средняя плотность вышележащих горных пород.

Р_в.г. = 2500*9,81*2250 = 55,181 МПа

Если давление расслоения пород _р = 1,5 МПа, то давление разрыва пласта будет:

Р_разр = 55,181 - 17 + 1,5 = 39,681 МПа.

Давление разрыва на забое можно определить приближенно по эмпирической формуле:

Р_разр = 10⁴ * НК,

где К = 1,5 - 2. Принимаем среднее значение К = 1,75. Тогда

Р_разр = 10⁴ * 2250*1,75 = 39,375 МПа.

6.2 Расчет рабочего устьевого давления гидроразрыва

Допустимое устьевое давление ГРП определяется по формуле:

Р_д.у = - gH + Р_тр,

где D_н ², D_В ² - наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м

D_н = 0,173м D_В = 0,144 м;

_тек = 650 МПа - предел текучести стали марки L;

К = 1,5 - запас прочности,

Р_тр = потери напора на трение в трубах определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

Р_тр =

где - коэффициент гидравлического сопротивления труб, определяется из соотношения = 0,3164/Re^0,5 для турбулентного или = 64/Re для ламинарного режимов движения жидкости в трубе. Здесь Re (число Рейнольдса) - параметр, определяющий режим течения; при Re <2300 поток считается ламинарным, а при Re >2300 турбулентным.

Re = d_см /_см

где _см - вязкость песчано-жидкостной смеси:

_см=90*е ^3,18*0,091 = 120 мПа*с;

 - скорость движения жидкости по трубам, м/с определяется из выражения:

= Q/F

где Q - темп закачки жидкости гидроразрыва, м³/сут (0,015 м³/сут),

F - площадь внутреннего сечения НКТ :

F = D_B²/4 = 3.14*0.144²/4 = 0.0162, м².

Скорость движения жидкости:

= 0,015/0,0162 = 0,926 м/с.

_см = (_п - _ж)С + _ж - плотность смеси (нефть + песок),

С = С ₀/(С ₀+_п)

С - объёмное содержание песка, С₀ - концентрация песка,

С = 250/(250+2500) = 0,091

_см = (2500-895)*0,091 + 895 = 1041 кг/м ³

число Рейнольдса:

Re = 0,926*0,144*1041/(120*10^-3) = 1156,76 тогда = 64/ Re = 0,055

Потери давления на трение в трубах

Р_тр = 0,055*(1041*0,926²*2250)/(2*9,81*0,144) = 0,039 МПа.

Следовательно допустимое устьевое давление составляет:

Р_д.у. = (0,173² - 0,144²) / (0,173² + 0,144²)*(650 / 1,75) + 17 - 1041 * 9,81 * 2250 * 10^-6 = 61,418 МПа.

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия определяется по формуле:

Р_д.у =

где Р_стр - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности L, равна 1,59 МН,

G - усилие затяжки при обвязке обсадной колонны (берётся по данным бурового журнала), равное 0,5 МН; к - запас прочности, который принимаем равным 1,5. Тогда допустимое устьевое давление:

Р_д.у. = 34,4МПа.

Из полученных двух значений Р_д.у. принимаем меньшее (34,4 МПа).

Возможное забойное давление при допустимом давлении на устье 34,4 МПа составит:

Р_з = Р_д.у. + GН - P_тр = 34,4*10⁶ + 1041*9,81*2250 - 0,039*10⁶ = 57,34 МПа

Учитывая, что потребное давление разрыва на забое Р_разр = 39,375 МПа меньше Р_з = 57,34 МПа, определим рабочее давление на устье скважины:

Р_у = Р_разр - gН + Р_тр = 39,375*10⁶ - 1041*9,81*2250 + 0,039*10⁶ = 16,9 МПа.

Следовательно, давление на устье скважины ниже допустимого, поэтому можно проводить закачку жидкости гидроразрыва по НКТ.

6.3 Определение необходимого количества рабочей жидкости

Количество жидкости разрыва не поддаётся точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м ³. Примем для нашей скважины V_р = 7,5 м³ нефти.

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. На практике заготавливают 20 - 50 м ³ жидкости (V_пж) и 8 - 10 т песка(G_пес).

Концентрация песка C зависит от вязкости жидкости песконосителя и темпа её закачки. Для нефти вязкостью 90 мПа*с принимаем С = 250 кг/м³. При этом условии объем жидкости песконосителя:

V_пж = G_пес/С = 8000/250 = 32 м ³.

Объем жидкости-песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки будут работать при высоком давлении, необходимым для продавливания песка в трещины. А закачка жидкости с абразивными частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

Емкость 168 - мм обсадной колонны длиной 1800 м составляет 34 м³, а принятое количество жидкости-песконосителя - 29 м³

Оптимальная концентрация песка может быть определена на основании скорости падения зерен песка в принятой рабочей жидкости по формуле:

С = 4000/

Где С - концентрация песка, кг/м³ ;

- скорость падения зерен песка диаметром 0,8 мм в м/ч в зависимости от вязкости жидкости находится графически. Для вязкости жидкости-песконосителя 90 МПа*с = 15 м/ч, следовательно:

С = 4000/15 = 267 кг/м³.

Содержание песка в объеме 29 м³ составит:

G = 267*29 = 7743 кг.

Объем продавочной жидкости во избежании оставления на забое песка следует принимать в 1,2 - 1,3 больше, чем объем колонны, по которой закачивается песок. Необходимый объем продавочной жидкости:

V_пр = =3,14*0,144²*2250*1.3/4 =47.6 м³

6.4 Время проведения гидроразрыва

Т = (V_р+V_жп+Vпр)\ Q =(7.5+32+47.6)/ 1500=0.06сут

Где Q - суточный расход рабочей жидкости, мі

6.5 Радиус горизонтальной трещины

rt=c(Qv(10^-9*м*tр)/к)^0.5,м

где с - эмпирический коэффициент, зависящий от пластового давления (с=0,02);

Q - расход жидкости разрыва; м - вязкость жидкости разрыва; tр - время закачки;

К - проницаемость породы.

rt=0,02*(1020v(10^-9*0,05*7,2)/75*10^-15)^0,5=5,3м

6.6 Проницаемость горизонтальной трещины

Кт=щ²/10⁴*12,

где щ - ширина трещины (щ=0,1см).

Кт=0,1²/10⁴*12=83,3*10^-9 мІ.

6.7 Проницаемость призабойной зоны

Кп.з=(кп*h+кт*щ)/(h+щ),

где кп - проницаемость пласта, h - эффективная мощность пласта (h=22м), щ=0,001м.

К_П.З=(75*10^-15*22+83,33*10^-9*0,001)/(22+0,001)=3,8*10-¹²мІ

6.8 Проницаемость всей дренажной системы

Кд.с=[кп*кп.з*lg(Rk/rc)]/(кп.з*lg(Rk/rT)+кп*lg(rT/rc))

где Rk - радиус контура питания скважины (Rк=250м),

rc - радиус забоя скважины (rc=0,075м),

rт - радиус трещины (rт=5,3м)

кд.с=[75*10^-15*3,8*10^-12*lg(250/0.075)]/[3.8*10^-12*lg(250/5.3)+

+ 75*10^-15*lg(5.3/0.075)]=1.5*10^-13 мІ.

6.9 Дебит скважины после гидроразрыва

Q=(2р*кд.c*h* p)/(м*lg(Rк/rт)

где Q - максимальный дебит, мі/с; кд.с - проницаемость пласта после гидроразрыва, h - эффективная мощность пласта, Др - депрессия на забое, Др= рпл - рз,(Др=2,8МПа), м - динамическая вязкость нефти, (м=1сПс*с).

Q=(2*3.14*1.5*10^-13*22*2,8*10⁶)/(10^-2*lg(250/5,3))=34.7*10^-4 мі/с

6.10 Число насосных агрегатов

N=(q/qаг)+1

где qаг=5,1л/с - производительность одного агрегата на второй скорости при

р=18,2 МПа (ЦА-400)

N=(17/5,1)+1=4,3~5

6.11 Эффективность проведения ГРП

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины rс после ГРП принимается равным радиусу трещины rт.

n=Q2/Q1=lg(Rк/rс)/lg(Rк/rт)

где Q1 и Q2 -дебит скважин соответственно до и после гидроразрыва, Rк=250 м,

rс=0,075м, rт=5,3м.

n=lg(250/0.075)/lg(250/5.3)=2.1(раза).

Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдается неучитываемые формулой небольшие потери напора.

Заключение

гидроразрыв скважина пласт месторождение

В ходе проведенных расчетов гидравлического разрыва пласта можно сказать, что при правильном выборе составляющих: состава жидкости разрыва (концентрация жидкости песконосителя, пластовой жидкости, их вязкости, гранулометрического состава песка), доброкачественного оборудования: пескосмесительные агрегаты, обвязка и оборудования устья, выбор пакеров и их правильного применения, можно отметить, опираясь на расчеты, что при гидродинамическом разрыве пласта увеличивается продуктивность скважины, проницаемость пласта, расширяется зона дренирования, что позволяет увеличить дебиты скважин почти в два раза при тех же прочих условиях.

Список использованной литературы

1. А.М. Юрчук, А.З. Истомин, "Расчеты в добыче нефти", Москва, "Недра"

1979г, 270с.

2. П.М. Усачев, "Гидравлический разрыв пласта" Москва, "Недра", 1986г,165с.

3. И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, В.Т. Полозков "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений", Москва, "Недра" 1970г, 445с.

4. Р.Д. Каневская, "Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа "

Размещено на Allbest.ru

...