Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

Проанализировав данные из таблицы, можно сделать вывод о том, что проведение гидроразрыва пласта за рассматриваемый период на скважинах Михайловско-Коханского месторождения (пласт Д-1) имеет в целом положительный эффект. Наибольший прирост добычи нефти наблюдался на скважинах: № 29 увеличение дебита с 0 т/сут до 69,9 т/сут, № 334 увеличение дебита с 0 т/сут до 67,6 т/сут, № 370 с 13,8 т/сут до 28,2 т/сут. Увеличение обводненности на данных скважинах не наблюдалось. Суммарное увеличение дебита после проведения мероприятий составило 238 т/сут., на 1 скважино-операцию приходится в среднем 26,7 т/сут.

Расчет параметров ГРП

Расчет производится по методике [7]. Кандидатом на проведение ГРП была выбрана скважина № 563. Исходные данные представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Исходные данные для расчета параметров ГРП, скв. № 563, (пласт Д-1)

1. Вертикальное горное давление:

где L - глубина скважины, м;

rп - средняя плотность осадочных вышележащих пород, м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

рв.г.=2927?2500?9,81?10-6=71,79 МПа

2. Давление разрыва пласта:

рз.р. = рв.г. - рпл + ур

где ур - предел прочности песчаника на разрыв, принимаем 1,5 МПа.

рпл - пластовое давление, МПа;

рв.г.- вертикальное горное давление, МПа;

рз.р.=71,79-23,4+1,5=49,89 МПа

3. Для того, чтобы выяснить возможность проведения ГРП через обсадную колонну необходимо определить величину допустимого давления на устье скважины, исходя из условий прочности колонны на разрыв от внутреннего давления и прочности резьбовых соединений:

где Dн -наружный диаметр обсадных труб, мм;

Dв -внутренний диаметр обсадных труб, мм;

pпл-пластовое давление, МПа;

утек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, МПа;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

- плотность жидкости разрыва, кг/м3;

h- потери напора на трение, м; k-коэффициент запаса прочности, д.ед;

py=((16,82-14,82/16,82+14,82)· 320/1,5)+23,4+

+950·9,81·(125,44-2927)=24,2 МПа

4. Потери напора на трение:

h=(75·L)/1750

h=(75·2927)/1750=125,44 м

где L - глубина скважины, м;

5. Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия:

где С-страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали, МПа;

k-коэффициент запаса прочности, д.ед.;

Dв -внутренний диаметр обсадных труб, мм;

G -усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, МН;

py=((1,25/1,5)-0,5)/(0,785·14,82·10-4)=19,2 МПа

6. Из полученных значений давлений на устье, принимаем наименьшее значение -19,2 МПа. Соответствующее забойное давление при давлении на устье-19,2 МПа:

где pу-давление на устье, МПа;

- плотность жидкости разрыва, кг/м3;

L - глубина скважины, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

h- потери напора на трение, м;

pзаб =19,2+2927·950·9,81·10-6-125,44·950·9,81·10-6=45,31 МПа

Забойное давление получилось меньше давления разрыва, отсюда следует, что проведение ГРП через обсадную колонну невозможно, следовательно, при гидроразрыве пласта необходимо проводить закачку жидкости по насосно-компрессорным трубам с установкой пакера и якоря, для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.

Объем жидкости разрыва по опытным данным колеблется от 5-10 м3. Для нашей скважины принимаем 10 м3. Количество песка потребное для гидроразрыва пласта берется из опыта проведения ГРП в пределах 10-30 тонн на одну операцию. Для наших условий принимаем 15 тонн.

Концентрация песка зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки, обычно это значение колеблется в пределах 150-300 кг/м3, принимаем 250 кг/м3.

7. Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости:

где- Gп-вес песка, кг;

Cп- концентрация песка, кг/м3;

Vжп=15000/250=60 м3

Объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которым закачивают жидкость с песком.

8. Объем продавочной жидкости:

где H-глубина спуска труб, м;

dв-внутренний диаметр труб, по которым закачивается жидкость с песком, мм;

Kу - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб, д.ед.;

м3

9. Общая продолжительность процесса ГРП:

где Vр-объем жидкости разрыва, м3;

Vжп-объем жидкости песконосителя, м3;

Vпр-объем продавочной жидкости, м3;

сек.=45 минут

10. Радиус горизонтальной трещины:

где Сэмп- эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, д.ед.;

Qрж-расход рабочих жидкостей, м3/c;

-вязкость жидкости разрыва, Пас;

K-коэффициент проницаемости, мкм2;

tp-время закачки жидкости разрыва, c;

=1 метр

11. Проницаемость горизонтальной трещины:

где -ширина трещины, мм;

12. Проницаемость призабойной зоны:

где K-коэффициент проницаемости, мкм2;

hэф- эффективная толщина, м;

-ширина трещины, мм;

Km-проницаемость горизонтальной трещины, мкм2

=0,0682·10-12 м2

13. Проницаемость дренажной системы:

где-Kпз-проницаемость призабойной зоны, мкм2;

K-коэффициент проницаемости, мкм2;

Rк-радиус контура питания, м;

rc-радиус скважины, м;

rt-радиус трещины, м;

м2

14. Дебит скважины после проведения ГРП:

где Kдс-проницаемость дренажной системы, мкм2;

hэф- эффективная толщина, м;

-перепад давления, МПа;

Rк-радиус контура питания, м;

rt-радиус трещины, м;

-вязкость нефти, Пас;

15. При ГРП применяются агрегаты 4АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,017 м3/с при давлении 24,2 МПа и требуемом расходе жидкости, равном 0,03 м3/с, число агрегатов составит:

агрегата 4АН-700

16. Предварительно, ожидаемый эффект от гидроразрыва, можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины rс после ГРП принимается равным радиусу трещины rt:

где Rк-радиус контура питания, м;

rc-радиус скважины, м;

rt-радиус трещины, м;

раза

На рисунке 2.11 представлен эффект от проведения ГРП на скважин № 563.

Таким образом ожидаемый эффект от гидроразрыва посчитанный по формуле Г.К. Максимовича составил, что добыча должна увеличиться в 7,263 (увеличение дебита после проведения ГРП на скважине № 563 составило 34 т/сут).

Фактически полученные данные об эффективности могут быть несколько ниже, потому что в процессе движения жидкости по трещинам, заполненным песком, мы наблюдаем небольшие потери напора, которые не учитываются формулой.

При достоверности исходных данных в рассмотренных расчетных показателях, возможно рассчитать эффективность предстоящего гидроразрыва пласта для увлечения нефтеотдачи пласта.

2.8 Характеристика фонда скважин

На 01.01.2019 года в действующем фонде пребывает 8 добывающих скважин, в бездействующим фонде числится 3 скважины, выбывших по геологическим причинам и 4 пьезометрических. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 2.6 [4]. На рисунке 2.12 представлено распределение фонда скважин по дебиту нефти.

Таблица 2.6 - Эксплуатируемый добывающий фонд скважин

С дебитом по нефти от 0 до 2 т/сут работает 2 скважины, с дебитом от 2 до 4 т/сут работают 2 скважины и 4 скважины имеют дебит по нефти больше 4 т/сут. Среднее значение дебита нефти по действующему фонду равно 4,39 т/сут. Наибольший дебит по нефти имеет скважина номер 367 - 8,4 т/сут, наименьший дебит у скважины номер 35 - 1,5 т/сут.

На рисунке 2.13 представлено распределение действующего фонда скважин по дебиту жидкости.

В диапазоне менее 10 м3/сут работает 2 скважины (25%), в диапазоне от 10 до 20 м3/сут работает 3 скважина (37,5%), в диапазоне от 20 до 100 м3/сут работает 1 скважина (12,5%) и с дебитом по жидкости более 100 м3/сут работает 2 скважина (25%) .

На рисунке 2.14 представлено распределение фонда скважин по обводненности.

Обводненность изменяется в пределах от 4,3 % до 93,2 %. С обводненностью менее 10 % работает 1 скважина, с обводненностью от 10 до 60% работают 3 скважины, с обводненностью от 60 до 90% работает 1 скважина, при более чем 90 % - ой обводненности работают 3 скважин. Максимальная обводенность (93,2 %) у скважины 29. Минимальная обводненность у скважины номер 357. Средняя обводненность действующего фонда скважин 48,2 %.

На рисунке 2.15 представлено распределение действующего фонда добывающих скважин по коэффициенту продуктивности.

Наибольший коэффициент продуктивности равен 1,73 м3/сут/атм (скважина № 29), минимальный - 0,19 м3/сут/атм на скважине № 563. В диапазоне значений коэффициента продуктивности от 0,1-0,5 м3/сут/атм находятся 2 скважины, что составляет 25 % от общего числа, в диапазоне от 0,5-1,0 м3/сут/атм находится 2 скважины, в диапазоне от 1,0-1,5 м3/сут/атм - 1 скважина, более 1,5 м3/сут/атм -1 скважина.

Расчет подбора УЭЦН к скважине № 334.

Все скважины пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения работают на УЭЦН, проверим правильность подбора одного из электроцентробежных насосов, используемых на месторождении [4]. Для подбора УЭЦН рассмотрим скважину № 334, оборудованную установкой ЭЦН5-30-2850.

Скважина № 334 выбрана для анализа, так как коэффициент подачи данной скважины равен 1,3. Это значение не входит в диапазон оптимальной работы, когда коэффициент подачи находится в промежутке от 0,75 до 1,25. Для оптимизации работы скважины необходимо подобрать другой насос с большей номинальной подачей по методике [8]. Исходные данные приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Исходные данные по скважине № 334 Михайловско-Коханского месторождения (пласт Д-1)