Оценка параметров технологии метода гидроразрыва пласта

Оценка параметров технологии метода гидроразрыва пласта

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Нормативные ссылки

2. Оценка давления гидроразрыва пласта

2.1 Аналитическая оценка давления ГРП

2.2     Экспериментальное определение давления при ГРП

2.3     Оценка давления закрытия трещины при ГРП

2.4     Расчёт потерь давления на трение в лифтовой колонне при движении рабочей жидкости

2.5 Расчёт скорости заканчивания рабочей жидкости при проведении ГРП

2.6     Оценка объёма рабочей жидкости, необходимого для получения трещины ГРП заданной длины

2.7     Оценка количества песка (проппанта)

2.8     Расчёт насосно-компрессорных труб на прочность при проведении ГРП

2.9     Схема обвязки скважины

3 Упрощенная методика проектирования технологии гидроразрыва пласта

3.1     Общие сведения

3.2     Порядок проектирования операций ГРП Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.

Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удалённые части пласта.

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.

1. Нормативные ссылки

1        ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки.

2        «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газовых месторождений». Приказ МПР РФ №61 от 21.03.2007 г.

3        ГОСТ Р 53712-2009.Месторждения нефтяные газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки. Основные требования.

4        ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

Р 50-77-88 Рекомендации. ЕСКД, Правила выполнения

2. Оценка давления гидроразрыва пластов

.1 Аналитическая оценка давления ГРП

Фирмой «Fracmaster» при закачке меченых атомов установлено, что при ГРП на глубинах более 1000 м образуется вертикальная трещина. Поэтому для аналитической оценки давления начала образования трещины и её распространения можно воспользоваться формулой [1]:

, (1)

где n - коэффициент Пуассона породы пласта; g - ускорение свободного падения, м/с2; Н - глубина залегания середины продуктивного пласта, м; rп - среднее значение плотности породы, залегающей от поверхности до подошвы пласта, кг/м3; Рпл - пластовое давление, Па; Е - модуль Юнга, Па; g - удельная поверхностная энергия, Дж/м2; Lтр - полудлина трещины, м; Аре - коэффициент, характеризующий боковой распор (сжимаемость) пород, рассчитывается по формулам:

;                                                           (2)

,                                                                    (3)

где aб - постоянная Биотта; См - сжимаемость матрицы; Сп - сжимаемость породы.

При расчёте давления гидроразрыва пласта для условий газоконденсатных залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений с достаточной степенью точности можно принять следующие величины параметров, входящих в формулу (1): средняя плотность породы rп = 2600 кг/м3; удельная поверхностная энергия g для песчаника 400-600 Дж/м2; постоянная Биотта aб = 0,8. Величину модуля Юнга Е и коэффициент Пуассона n можно оценить по формулам (4) и (5) для условий Западной Сибири [2]:

;                (4)

,                        (5)

где Н - глубина залегания, км; m - пористость, доли единиц; Кпр - проницаемость, мм2.

Приведённые формулы применимы для глубин Н = 1,7 ¸ 3,3 км и проницаемостей Кпр = 1 ¸ 1000 мм2.

В таблице 1 приведены давления ГРП, рассчитанные по формуле (1). Давление, оценённое аналитическим путём, может существенно отличаться от истинного, так как физические свойства породы пласта недостаточно изучены. Поэтому на первой стадии внедрения ГРП следует уточнить давление ГРП экспериментальным путём.

Таблица 1 - Пример расчёта давления при ГРП

2.2 Экспериментальное определение давления при ГРП

Для экспериментального определения давления при ГРП проводится «мини-разрыв» - при закачивании рабочей жидкости без песка (проппанта) - и определяется [3, 4]:

· давление начала ГРП;

· давление закрытия трещины;

· градиент потерь давления на трение при закачивании рабочей жидкости (в случае установки забойного манометра).

Давление начала образования трещины целесообразно определить закачиванием в пласт рабочей жидкости с нарастающей скоростью. Скорость закачивания выбирается в зависимости от свойств пласта. Как правило, скорость образования трещины неизвестна. Для большинства случаев можно рекомендовать скорости закачивания, приведённые в таблице 2. Скорость необходимо поддерживать постоянной в течение двух минут. Она может отличаться от заданной, но должна быть постоянной в течение определенного времени.

Таблица 2 - Рекомендуемые скорости закачивания рабочей жидкости для образования трещины при ГРП

Для определения давления начала гидроразрыва строят график в координатах «давление на забое - скорость закачивания» (см. рис. 1). На оси абсцисс откладывают скорость закачивания, а на оси ординат - давление, достигнутое на конец закачивания на данной скорости. Эти данные сводят к двум взаимопересекающимся прямым, точка пересечения которых соответствует давлению начала гидроразрыва пласта.

Если полученные точки лежат на одной линии, то возможны два случая:

) скорость закачивания не достигнута до создания давления на забое, превышающего давление ГРП (это возможно для высокопроницаемых пластов);

) скорость закачивания вначале принята слишком высокой, т.е. выше необходимой для создания давления на забое, превышающего давление ГРП (это возможно для низкопроницаемых пластов). В этом случае следует скорректировать скорость закачивания и повторить тест. Давление на забое замеряют дистанционным манометром, установленным на забое скважины, или рассчитывают аналитическим путём по физическим характеристикам жидкости и конструктивным характеристикам НКТ.

Рисунок 1 - Зависимость давления на забое от скорости закачивания рабочей жидкости при проведении ГРП

Максимальное допустимое давление на устье

Максимальное допустимое давление на устье ограничено:

· максимальным допустимым давлением под башмаком обсадной колонны;

· максимальным допустимым давлением обсадной колонны;

· максимальным допустимым давлением оборудования устья скважины.

Давление гидроразрыва

В большинстве случаев максимальное допустимое давление на устье ограничивается градиентом гидроразрыва пород под башмаком обсадной колонны.

Лучшим способом определения этого значения является испытание скважины на приёмистость (лик офф тест - ЛОТ) и опрессовка цементного стакана.

Главное в испытании на приёмистость - определение давления, при котором пласт начинает принимать буровой раствор, не приводя к гидроразрыву. Некоторые операторы производят повторное испытание, дважды закачивая последнюю порцию бурового раствора.

Определяемой величиной при ЛОТ является максимальное дополнительное давление к гидростатическому давлению столба бурового раствора, необходимое для того, чтобы вызвать небольшое поглощение. Это означает, что изменение удельного веса бурового раствора повлечёт за собой изменение максимального допустимого давления. Чем выше удельный вес бурового раствора, тем ниже будет максимальное допустимое давление при одинаковых условиях.

Методы проведения испытания скважины на приёмистость (ЛОТ)

На рисунке 2 представлен график изменения давлений при проведении испытания на приёмистость. Ниже приведены различные методы проведения испытания на приёмистость.

Рисунок 2 - Испытание скважины на приёмистость

. С помощью испытательного или цементировочного насоса произведите закачку бурового раствора в закрытую скважину на самой малой скорости. Как только манометр начнёт показывать давление в затрубном пространстве, закачайте в скважину 75 литров и остановите насос. Подождите 3 минуты. Если давление за 3 минуты не упало, закачайте ещё 75 литров бурового раствора. Остановите насос и подождите 3 минуты. Продолжайте работать таким образом, пока давление в период ожидания не начнёт падать. Определите по манометру в обсадной колонне давление ЛОТ.

. С помощью испытательного или цементировочного насоса произведите закачку бурового раствора в закрытую скважину, ступенчато поднимая каждый раз давление в затрубном пространстве на 10 бар с трёхминутными периодами ожидания. Точка, где давление в затрубном пространстве перестаёт расти или начинает снижаться, есть давление ЛОТ.

. С помощью испытательного или цементировочного насоса произведите закачку бурового раствора в закрытую скважину с производительностью 60 л/мин. Давление будет соответствовать давлению ЛОТ, когда давление в затрубном пространстве перестанет расти.

. Используя штуцер на штуцерном манифольде, произведите медленную закачку бурового раствора в закрытую скважину. Медленно прикрывайте штуцер, поднимая давление по 5 бар. Точка, где давление в затрубном пространстве перестаёт расти, отражает давление ЛОТ.

Значимость испытания на приёмистость (ЛОТ)

Испытание на приёмистость показывает, насколько можно повысить давление на устье скважины без получения гидроразрыва. Давление на устье может быть выше максимального допустимого давления, когда газовая пачка находится выше башмака обсадной колонны (см. рис. 3).

2.3 Оценка давления закрытия трещины при ГРП

давление гидроразрыв пласт порода

Давление закрытия трещины является одним из самых важных параметров, определяющих эффективность ГРП. Закачивание песка (проппанта) можно проводить только при превышении давления закрытия трещины на забое скважины, в противном случае на забое скважины может образоваться песчаная пробка.

Рисунок 3 - Эпюры давлений. Газовая пачка ниже и выше башмака

Давление закрытия трещины можно оценить экспериментально путём обратного прокачивания рабочей жидкости после «минигидроразрыва». Для этого в пласт закачивается рабочая жидкость со скоростью, превышающей давление начала гидроразрыва (например, для плотных пластов достаточно скорости закачивания 1 м3/мин в течение 10 минут). После закачки насосы медленно отключаются (за 5-10 с) от линии нагнетания. После прекращения закачивания открывается клапан обратной прокачки и осуществляется обратное прокачивание жидкости из скважины при скорости, на которой можно определить давление закрытия трещины. Рекомендуется начинать обратную прокачку при скорости 0,15 м3/мин. Скорость обратного прокачивания желательно выдерживать постоянной, однако колебания её на 10-20 %, как правило, не влияют на окончательный результат. При проведении обратного прокачивания фиксируется во времени давление на забое скважины. На графике (см. рис. 4) точка перегиба соответствует давлению закрытия трещины.

Рисунок 4 - Зависимость давления на забое от времени при обратной прокачке

2.4 Расчёт потерь давления на трение в лифтовой колонне при движении рабочей жидкости

Потери давления на трение Ртр для ньютоновской жидкости при течении по трубам лифтовой колонны оценивают по формуле [5]:

.                                                          (6)

Для шероховатых труб:

,                                                                (7)

где rж - плотность жидкости, кг/м3; L - длина лифтовой колонны, м; rо, d - соответственно внутренний радиус и диаметр лифтовой колонны, м; k - абсолютная шероховатость труб, м; V - средняя скорость движения жидкости в лифтовой колонне, м/с; Re - число Рейнольдса.

,                                                                          (8)

где m - динамическая вязкость жидкости, Па × с.

Для гладких труб

.                                                                  (9)

Значения средней скорости движения жидкости в лифтовой колонне определяют по формуле

,                                                                      (10)

где q - скорость закачивания жидкости в лифтовую колонну, м3/с.

Подставив выражение (4) в (8), получим формулу для расчёта потерь давления на трение в следующем виде:

.                                                                  (11)

На рисунке 5 приведены зависимости расчётных потерь давления на трение для односекционных лифтовых колонн различного диаметра (абсолютная шероховатость К = 0,0001 м) от скорости закачивания в них воды, отнесённые к 100 м длины труб.

В случае если лифтовая колонна состоит из секций труб различного диаметра, потери давления на трение при закачивании в неё рабочей жидкости определяют суммированием потерь давления в каждой секции.

Для скважин с обсаженным забоем необходимо учитывать потери давления на трение при движении жидкости в перфорационных отверстиях эксплуатационной колонны.

Потери давления на трение, МПа / 100 м

Скорость закачки, м3/мин

Рисунок 5 - Зависимость потерь давления на трение от скорости закачивания воды в лифтовую колонну из труб различного диаметра:

А - 60,3 мм; В - 73,0 мм; С - 88,9 мм; Д - 114,3 мм

Эти потери рассчитывают по формуле

,                                                              (12)

где q - скорость закачивания рабочей жидкости в скважину, м3/с; rж - плотность рабочей жидкости, кг/м3; dп - диаметр перфорационных отверстий, м; aтр - коэффициент трения (aтр = 0,8-0,85); Nп - количество перфорационных отверстий, шт.

Общие потери давления на трение будут равны сумме потерь в лифтовой колонне и перфорационных отверстиях. Для скважин с открытым забоем потери давления на трение определяются только потерями в лифтовой колонне. Потери давления на трение при применении ньютоновских рабочих жидкостей могут быть существенно снижены. Так, например, добавка к 22-процентной соляной кислоте в качестве понизителя трения полиакриламида в количестве 0,025 % позволяет снизить потери на трение в два раза.

В общем, для определения величины потерь давления на трение какой-либо рабочей жидкости при добавке к ней понизителя трения, необходимо вычисленные потери на трение для «чистой» рабочей жидкости разделить на коэффициент, соответствующий применяемому понизителю трения, определенному экспериментально. Для приведённого случая этот коэффициент равен двум. Потери давления на трение (Ртр) при движении в лифтовой колонне неньютоновских жидкостей определяют по формуле [6]:

,                                                               (13)

где f - коэффициент трения.

Коэффициент трения может быть определен по формуле Блазиуса

,                                                                     (14)

где коэффициенты а и b определяются по формулам:

;                                                                         (15)

,                                                                         (16)

где К и n - реологические параметры степенной модели неньютоновской жидкости; Reм - модифицированное число Рейнольдса, определяемое по формуле

.                                                               (17)

При определении потерь давления на трение в скважинах с лифтовой колонной, состоящей из нескольких секций НКТ различного диаметра, допустимо использовать эквивалентный диаметр колонны (dэкв), вычисляемый по формуле

,                                                                       (18)

где Vi - объём i-й секции НКТ, м3; Li - длина i-й секции НКТ, м.

2.5 Расчёт скорости закачивания рабочей жидкости при проведении ГРП

При проведении гидроразрыва пласта скорость закачивания рабочей жидкости имеет принципиальное значение, так как она определяет давление на забое скважины, необходимое для раскрытия естественных микротрещин в трещиноватых коллекторах и образования трещин в поровых коллекторах.

Скорость закачивания рабочей жидкости определяется потерями давления на трение при нагнетании её в лифтовую колонну, которые рассчитываются по формулам (11), (13).

При заданном давлении закачивания на устье скважины потери давления на трение определяют по формуле

,                                                                    (19)

где Ру - давление на устье скважины, Па; Рн - гидростатическое давление, Па; Рг - давление гидроразрыва, Па.

Давление на устье скважины определяется прочностными характеристиками устьевой арматуры, а при установке устьевого пакера (Tree saver) - прочностными характеристиками насосно-компрессорных труб и гидравлической мощностью насосных агрегатов. Давление гидроразрыва, вычисленное по формуле (1), приведено в таблице 1.

Гидростатическое давление вычисляется по формуле

.                                                                           (20)

Определив потери давления на трение по формуле (19), находят скорость закачки рабочей жидкости в НКТ:

· для ньютоновских жидкостей - по формуле (11);

· для неньютоновских жидкостей - по формуле (13).

При закачивании рабочей жидкости с песком (проппантом) в формуле (11) вместо плотности рабочей жидкости rж подставляется плотность смеси rсм, которая определяется по формуле

,                                                            (21)

где rп - плотность песка (проппанта), кг/м3; с - концентрация песка в жидкости, кг/м3.

Определив допустимые потери давления на трение по (19), из формул (11) или (13) находим итоговую скорость закачивания рабочей жидкости.

Объём рабочей жидкости, необходимый для получения трещины определенной длины, может быть оценён по уравнению баланса жидкости.

2.6 Оценка объёма рабочей жидкости, необходимого для получения трещины ГРП заданной длины

Объём рабочей жидкости, необходимый для получения трещины заданной длины, следует определять по уравнению баланса жидкости

,                                                               (22)

где Qтр - объём жидкости, находящейся в трещине во время обработки, м3; Qф - объём жидкости, профильтровавшейся в пласт за время обработки t, м3.

,                                                                (23)

где Wтр - ширина трещины во время обработок, которая оценивается по формуле [1], м.

,                                     (24)

где Ртр - давление в трещине во время обработки, Па; Ррм - горизонтальная составляющая горного давления, Па.

Полудлина трещины Lтр может быть найдена из уравнения

.                      (25)

Qф для ньютоновской жидкости можно оценить по формуле

,                          (26)

где t - время закачивания рабочей жидкости, с;

, м × с-1/2;                                                  (27)

, Па.                                                          (28)

При использовании в качестве рабочей жидкости геля в формулу (22) вместо Qф подставляют Qфг.

На основании экспериментальных данных фильтрация гелей описывается уравнением вида

,                                                            (29)

где qфг - скорость фильтрации геля, м3/с; t - время фильтрации, с; j, a - коэффициенты, определяемые по экспериментальным данным.

Количество геля Qфг, профильтровавшегося в пласт через поверхность трещины, может быть рассчитано по формуле

,                                                     (30)

где hтр - высота трещины, м.

Учитывая, что фильтрация геля затухает через 3-5 минут за счёт образования кольматирующей пленки на фильтрующей поверхности трещины, для оценочных расчётов формулу (30) запишем в виде

,                                                          (31)

где j - коэффициент, учитывающий количество геля, проникшего в матрицу пласта через единицу поверхности трещины до затухания процесса фильтрации, м.

Коэффициент j находится из экспериментальных данных по фильтрации гелевых систем через пористую среду. Так, например, для геля, приготовленного на основе водного однопроцентного раствора КМЦ, сшитого добавлением к нему хромкалиевых квасцов, j = 1,57 × 102 м, а для геля, приготовленного на основе 25-процентного раствора ЛСТ, сшитого бихроматом натрия, j = 1,1 × 102 м.

Решая совместно уравнения (20, 21, 22, 23 и 29) при заданных длине трещины и скорости закачивания, находим объём рабочей жидкости, который необходимо в неё закачать. Для закачивания рабочей жидкости в трещину требуется продавить её продавочной жидкостью, объём которой должен превышать объём НКТ на 20 %.

Следовательно, общий объём жидкости равен сумме рабочей и продавочной жидкостей

.                                                             (32)

2.7 Оценка количества песка (проппанта)

Количество проппанта, которое можно закачать и трещину, определяется объёмом рабочей жидкости и концентрацией песка. Учитывая, что при проведении работ для исключения возможности образования песчаных пробок сначала закачивают рабочую жидкость, а проппант подают после достижения давления на забое, равного давлению ГРП, объём рабочей жидкости (равный объёму НКТ) при оценке количества проппанта исключают. Как правило, этот объём не включают в расчёт Qжс.

Количество проппанта (Gпр) определяют по формуле

,                                                                         (33)

где Спр - концентрация проппанта, кг/м3.

Обычно концентрация проппанта составляет 200-400 кг/м3.

Ширину трещины (на момент её закрытия) определяют по формуле

,                                                         (34)

где Ктр - коэффициент заполнения трещины, доли единицы; rпр - плотность проппанта, кг/м3.

Коэффициент заполнения трещины для практических расчётов можно принять равным 0,8.

2.8 Расчёт насосно-компрессорных труб на прочность при проведении ГРП

При проектировании ГРП необходимо проводить расчёт колонны НКТ на прочность, чтобы не допустить её разрушения как при проведении обработки скважины, так и при остановке насосов высокого давления.

Расчёт на прочность проводят по методике, в основу которой положено определение изменений длины колонны НКТ и усилий на неё и пакер.

Изменение длины лифтовой колонны происходит за счёт:

· разности давлений в колонне НКТ и затрубном пространстве;

· охлаждения лифтовой колонны рабочей жидкостью;

· сил трения при движении рабочей жидкости в лифтовой колонне.

Если лифтовая колонна состоит из нескольких секций, то её внутренний эквивалентный диаметр вычисляют по формуле (18), а наружный рассчитывают исходя из равенства веса многосекционной колонны и веса односекционной колонны с эквивалентным внутренним и наружным диаметрами.

Изменение длины колонны НКТ рассчитывают по следующим формулам.

Изменение длины колонны НКТ под действием осевой силы DL1, м:

,                                                (35)

где DРi - изменение давления в НКТ в зоне пакера, Па;

,                                                                          (36)

где Рг - давление гидроразрыва, Па; Рпл - пластовое давление, Па; Ai - площадь круга с диаметром, равным внутреннему диаметру НКТ, м2; Ао - площадь круга с диаметром, равным наружному диаметру НКТ, м2; Ес - модуль Юнга для стали (НКТ), Па; Аs - площадь сечения НКТ, м2.

Изменение длины колонны НКТ за счет разности давлений DL2, м:

;                                       (37)

,                                                                   (38)

где DРо - изменение давления в затрубном пространстве в зоне пакера, Па;

;                                                          (39)

,                                                           (40)

где rо,  - плотность жидкости в затрубном пространстве во время и до обработки, кг/м3;  - давление в затрубном пространстве во время обработки на устье, Па; J - осевой момент инерции НКТ, м4.

,                                                                          (41)

где S - радиальный зазор между колонной НКТ и эксплуатационной колонной, м; Ws - вес 1 п.м НКТ, Н/м; Wi - вес 1 п.м жидкости, находящейся в колонне НКТ, Н/м; Wо - вес 1 п.м жидкости, находящейся в кольцевом пространстве между колонной НКТ и эксплуатационной колонной, Н/м.

Если , то DL принимают равным 0.

Изменение длины колонны НКТ за счет радиального давления, м

,                                       (42)

где nс - коэффициент Пуассона стали (); R - отношение диаметров НКТ (наружного к внутреннему).

Изменение длины колонны НКТ от изменения температуры DL4, м

,                                                             (43)

где DT - изменение средней температуры в колонне НКТ, К; b - коэффициент температурного линейного расширения НКТ, 1/К.

При длительной закачке рабочей жидкости изменение температуры определяется по формуле

,                                                                (44)

где Тж - температура закачиваемой жидкости, К; Тзаб - исходная температура на забое скважины, К; Туст - исходная температура породы на устье скважины, К.

Изменение длины колонны НКТ от движения закачиваемой жидкости DL5, м

,                                                                (45)

где d - падение давления на трение на 1 м длины НКТ за счет течения жидкости, Н/м3.

Изменение длины колонны в случае её предварительного натяжения непосредственно над пакером после его установки (при отсутствии компенсатора) Ls, м

,                                                      (46)

где Fs - сила предварительного натяжения НКТ, Н.

Суммарное изменение длины колонны составит

.                               (47)

Если , тогда усилие Fзаб, испытываемое НКТ на забое, определяют по формуле

,                                                             (48)

где Аs - площадь сечения тела НКТ, м2.

Если , тогда величину Fзаб определяют по формуле

.                (49)

Усилие, действующее на колонну НКТ на устье скважины Fyст:

.                                                             (50)

Сила, действующая на пакер со стороны НКТ при движении в ней жидкости, рассчитывается по формуле

.                                                       (51)

Нагрузка на эксплуатационную колонну со стороны пакера определяется по формуле

,                                         (52)

где Ас - площадь круга с внутренним диаметром эксплуатационной колонны, м2.

Расчёт при остановке закачивания проводят по тем же формулам, по которым проводился расчёт при закачивании рабочей жидкости.

При прекращении закачивания потери давления на трение равны нулю, следовательно, изменение длины НКТ от движения закачиваемой жидкости .

В этом случае давление на забое рассчитывают по формуле

,                                                                  (53)

где  - допустимое давление на устье при закачивании рабочей жидкости, Па (как правило, оценивается при расчёте скорости закачивания).

Наибольшую нагрузку колонна НКТ испытывает на устье (Fyст). Она не должна превышать прочностных характеристик труб.

Допустимая нагрузка Fдоп (Н) определяется по формуле [7]

где Gт - предел текучести стали, МПа.

При превышении усилий, действующих на лифтовую колонну, выше допустимых заменяют лифтовую колонну или изменяют параметры ГРП (например, уменьшают скорость закачивания рабочей жидкости).

Расчётное изменение параметров длины колонны НКТ в процессе закачивания рабочей жидкости учитывается при установлении пакера.

2.9 Схема обвязки скважины

ГРП проводят при высоких устьевых давлениях, поэтому перед его проведением необходимо опрессовать НКТ, проверить герметичность пакера, заполнить затрубное пространство ингибитором, установить устьевой пакер в случае, когда давление на устье превышает допустимое рабочее давление арматуры, провести расчёт на прочность НКТ.

На рисунке 6 приведена схема обвязки технологического оборудования с устьем скважины при проведении ГРП.

- скважина; 2 - обратный клапан; 3 - насос высокого давления; 4 - насос высокого давления для закачки жидкости в затрубное пространство; 5 - смеситель; 6 - дозатор песка (проппанта); 7 - ёмкость с рабочей жидкостью; 8 - ёмкость для жидкости продавливания; 9 - ёмкость для затрубной жидкости

Рисунок 6 - Схема обвязки устья скважины при проведении ГРП

Рабочая жидкость через обратный клапан 2 нагнетается в скважину 1 насосными агрегатами высокого давления 3 из ёмкости 7 через смеситель 5, в который вместе с рабочей жидкостью могут подаваться различные добавки, например, понизители трения, загустители и песок (проппант) дозатором 6. В затрубное пространство насосом 4 из ёмкости 9 подается специальная жидкость или ингибитор.

В начале и в конце ГРП скважина может быть заполнена жидкостью, отличающейся от рабочей, которая закачивается через смеситель 5 из ёмкости 8.

Пример расчёта

В примере расчёта использованы исходные данные скважины

№ 12286 Уренгойского газоконденсатного месторождения:

. Характеристика пласта:

пластовое давление Рпл = 16,79 МПа;

глубина залегания 2640-2701 м;

эффективная толщина Нэф = 29,3 м;

проницаемость Кпр = 75 мм2;

пористость m = 0,165;

температура нейтрального слоя, Тнс = - 3 °С;

глубина нейтрального слоя Lн = 35 м;

температура пласта Tпл = 75 °С;

средняя плотность породы рп = 2600 кг/м3;

удельная поверхностная энергия g = 500 Дж/м2;

постоянная Биотта aб = 0,8.

. Конструкция скважины:

диаметры эксплуатационной колонны:

внутренний Дв = 150 мм;

наружный Дн = 168 мм;

диаметры НКТ:

внутренний dв = 76 мм;

наружный dн = 89 мм;

количество перфорационных отверстий на 1 м: Nп = 15;

диаметр перфорационных отверстий: dп = 0,03 м;

предел текучести стали НКТ: Gт = 552 МПа;

длина НКТ: L = 2670 м;

величина предварительного натяжения НКТ: 10000 Н.

. Свойства жидкости:

Рабочая жидкость - гель (2-процентный раствор ОЭЦ, сшитый 0,01 % хромкалиевых квасцов):

реологические параметры геля: К = 0,0025 Па × с; n = 0,68;

плотность геля rг = 1000 кг/м3;

коэффициент утечки геля в поровое пространство j = 0,0157 м;

температура жидкости на устье Туст = 10 °С.

Продавочная жидкость - метанол:

плотность rпр = 800 кг/м3;

вязкость mп = 0,8 мПа × с.

Жидкость затрубная во время обработки пласта:

плотность rзат = 800 кг/м3.

Давление на устье в НКТ во время обработки принимаем равным допустимому для установленной арматуры Руст = 35,0 МПа, а при установке «Tree saver» (устьевого пакера) Руст = 50,0 МПа. Давление на устье в затрубном пространстве Рзат = 20 МПа.

Рассчитанное по формуле (1) давление начала ГРП составляет 43,2 МПа, а горизонтальная составляющая горного давления - 32,9 МПа.

Модуль Юнга вычисляется по формуле (4) и равняется 16170 МПа, коэффициент Пуассона вычисляется по формуле (5) и составляет 0,22.

Скорость закачки определяем по формуле (11) для ньютоновской жидкости и по формуле (13) для неньютоновской жидкости.

При оценке гидростатического давления в формуле (20) вместо rж подставляем rсм, определяемое по формуле (21). При концентрации песка 300 кг/м3 плотность смеси составляет rсм = 1168 кг/м3, а потери на трение Р1 = 22,4 при Руст = 35 МПа, а Ртр = 37,4 при Руст = 50 МПа. После определения потерь на трение при заданных давлениях на устье скорость закачивания геля составляет:

при Руст = 35 МПа - 1,3 м3/мин;

при Руст = 50 МПа - 1,8 м3/мин.

Скорость закачивания (ньютоновской) продавочной жидкости составила:

при Руст = 35 МПа - 1,8 м3/мин;

при Руст = 50 МПа - 2,6 м3/мин.

Так как радиус загрязненной зоны, оцененный по [8], составляет ~ 3 м, то получаем длину трещины 10 м, равной примерно трём радиусам.

Объём рабочей жидкости (геля) при принятой длине трещины L = 10 м определяется решением уравнений (22-25), Qжз = 25,4 м3. Объём продавочной жидкости принимаем 1,2 объёма НКТ: Qпр = 14,5 м3, а Qобщ = 39,9 м3.

Объём проппанта при его концентрации 300 кг/м3 вычисляется по формуле (33); Gпр = 7,65 тонн или 4 м3. При этом ширина трещины на момент её закрытия определяется по формуле (34); Wтр = 7 мм.

Изменение длины НКТ при проведении ГРП вычисляется по формулам (35, 36, 37, 38, 42, 43, 45, 46) для двух вариантов устьевых давлений.

При Руст = 35 МПа

во время закачки DL = - 0,45 м;

в момент остановки DL = - 5,00 м.

При Руст = 50 МПа

во время закачки DL = - 0,20 м;

в момент остановки DL = - 5,01 м.

Значения усилий, рассчитанные по формулам (48, 50, 51 и 52), представлены в виде таблицы 3.

Таблица 3 - Значения усилий

Допустимое усилие НКТ вычисляют по формуле (54), которое составляет 82,67 тонн.

Следовательно, усилия, действующие на НКТ, не превышают допустимые. Таким образом, для получения длины трещины 10 м в скважину необходимо закачать:

· буферной жидкости - 12-15 м3;

· рабочей жидкости (геля) - 25,5 м3;

· продавочной жидкости - 14,5 м3;

· проппанта (песка) - 4 м3.

При закачивании рабочей жидкости насосные агрегаты высокого давления должны обеспечить расход геля 1,8 м3/мин при давлении 50 МПа, а также расход продавочной жидкости 2,6 м3/мин.

Для сравнения приводим результаты расчётов объёма и скорости закачивания при использовании ньютоновской жидкости с вязкостью 100 МПа × с для образования трещины тех же размеров:

при Руст = 35 МПа объём рабочей жидкости составит 110 м3 при скорости закачки 2 м3/мин;

при Руст = 50 МПа объём рабочей жидкости составит 85 м3 при скорости закачки 2,5 м3/мин.

Следовательно, при проведении ГРП наиболее целесообразно использовать насосные агрегаты с более высоким давлением и производительностью, так как при этом требуется меньше рабочей жидкости.

3. Упрощённая методика проектирования технологии гидроразрыва пласта

.1 Общие сведения

Из методов гидромеханического воздействия на пласт наиболее широко применяется метод гидроразрыва пласта (ГРП).

При гидроразрыве устраняется влияние на приток жидкости в скважину сильно загрязненной призабойной части пласта за счет образования глубоких трещин в пласте, что в совокупности дает значительное повышение продуктивности скважины.

Сущность гидравлического разрыва заключается в образовании высокопроницаемых трещин большой протяженности под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. Этот процесс состоит из следующих последовательных этапов:

) закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин, заполняемых крупнозернистым песком;

) нагнетания жидкости-песконосителя;

) закачки жидкости для продавливания песка в скважину.

Момент разрыва пласта отмечается резким увеличением расхода жидкости разрыва.

В зависимости от объёмов закачки рабочей жидкости и закрепляющего трещину песка можно получить тот или другой прирост добычи нефти. Эффективность ГРП также зависит от области дренирования скважины, проницаемости пласта, мощности продуктивной части и геометрических параметров трещины.

3.2 Порядок проектирования операций ГРП

На рисунке 5 приведены характеристики увеличения продуктивности скважины  (hп, hф - продуктивность потенциальная и фактическая) при проведении гидроразрыва пласта в зависимости от параметров  (,  - проводимости трещины и пласта), которые могут служить исходными при планировании операций ГРП и прогнозировании ожидаемого увеличения дебита.

Успешность операции зависит от длины и ширины трещины, поэтому необходимо оценить эти параметры при различных объёмах закачки (формулы Желтова).

. Длина трещины:

,                                                         (55)

где n - коэффициент Пуассона; m - вязкость жидкости, Па × с; Dрс - перепад давления на пласт, равный разности давления разрыва и пластового давления, Па; q - боковое горное давление, Па; Q - расход жидкости, м3/с; m - пористость; kтр - проницаемость трещины, м2; kп - проницаемость пласта, м2; Е - модуль Юнга, Па; Vж - объём закачиваемой жидкости, м3; hп - глубина пласта, м; rк - контур питания, м.

Длина трещины, заполненной наполовину проппантом, рассчитывается по формуле

.                                                                      (56)

. Ширина трещины:

,               (57)

После определения длины и ширины трещины находим проводимости трещины и пласта:  и  и относительную длину трещины .

После определения размеров трещины по графику (см. рис. 7) находится ожидаемое увеличение продуктивности скважины. Проведя несколько вариантов расчёта, можно выбрать оптимальный объём закачки рабочей жидкости и установить необходимую скорость закачки песка.

Рисунок 7 - Зависимости увеличения продуктивности скважины  от изменения проводимости  и относительной длины трещины  (rк - контур питания)

Пример расчёта.

Дано:

n = 0,26 - коэффициент Пуассона;

m = 37 × 10-3 Па × с - вязкость жидкости;

Dрс = 755 × 105 Па - перепад давления на пласт, равный разности давления разрыва и пластового давления;

q = 750 × 105 Па - боковое горное давление;

Q = 44 × 10-3 м3/с - расход жидкости;

m = 0,24 - пористость;

kтр = 100 × 10-12 м2 - проницаемость трещины;

kп = 3 × 10-15 м2 - проницаемость пласта;

Е = 5 × 108 Па - модуль Юнга;

Vж = 69 м3 - объём закачиваемой жидкости;

hп = 5 м - глубина пласта;

rк = 250 м - контур питания.

 м.

Так как длина трещины мала, то она не заполнится проппантом и принимается равной L = 67,97 м.

 м.

Находим проводимость трещины и пласта:

.

Вычисляем относительную длину трещины:

 м.

По рисунку определяем, что продуктивность скважины  при проведении ГРП увеличивается в 4,5 раз.

Предлагаемые варианты для расчёта ГРП по упрощенной методике проектирования технологии гидроразрыва пласта приведены в приложении В.

Заключение

В ходе проведения оценки параметров технологии метода ГРП были определены: оценка давления гидроразрыва и горизонтальной составляющей горного давления; расчёт потерь давления на трение и оценка скорости закачивания при заданном давлении на устье скважины; оценка параметров трещины (длина, ширина) и объема рабочей жидкости; расчёт температуры на забое при проведении ГРП при заданной температуре рабочей жидкости на устье; расчёт лифтовой колонны на прочность; выбор необходимого оборудования и составление схемы обвязки его на скважине. Задача по расчётам технологических параметров метода ГРП выполнена.

Список использованной литературы

1. Методическое пособие по выполнению курсового проекта. Сост.: Г.Т. Вартумян, О.В. Савенок, Г.В. Кусов.- Изд. Куб.ГТУ, 2008г.

. Патрашёв А.Н. Гидромеханика. Учебник для ВУЗов- М. 1953.

.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для ВУЗов.- М: Недра. 1986.

. Справочное руководство по проектированию разработки и экплутации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.ред.

Ш. К. Гиматудинова, р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко,А- И. Петров и др. М., Недра, 1983.

. Трофимов А.С., Бердников С.В., Платонов И.Е., Колесник С.В., Зозуля Г.П., Ягофаров А.Н., Дергунов И.А., Харитонова Л.И. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов. - Тюмень:, 2008.