Гидроразрыв пласта

Выше кровли пласта или пропластка, в котором требуется произвести разрыв, устанавливается пакер, который изолирует кольцевое пространство и колонну от давления, и устройство, которое предупреждает его смещение, называемое якорем. По спущенным НКТ нагнетают сначала жидкость разрыва в объемах, необходимых для получения на забое давления, достаточного для разрыва пласта. Момент разрыва пласта на поверхности отмечают как резкое повышение расхода жидкости (то есть поглотительной способности скважины) при постоянном давлении на устье скважины, а также резкое понижение давления на устье при все том же расходе.

7 Пример расчета ГРП1. Расчёт давления гидроразрыва пласта [3]: Рразр = Рв.г. — Рпл + р, где Рв.г. — вертикальноеагорное давление; Рпл — пластовоеадавление; р — давление расслоенияапород.

Вертикальное горное давление Рв.г. определяетсяапо формуле:

Рв.г. = пgН, где Н — глубинаазалегания пласта; п = 2500 кг/м3 — средняя плотностьавышележащих горных пород. Давление разрываана забое определяется приближенно по эмпирической формуле:

Рразр = 104∙ Н∙К, где К = 1,5 — 2.

2. Расчет рабочегоаустьевого давленияагидроразрыва. Допустимое устьевоеадавление ГРП определяетсяапо формуле:

Рд.у = - gH + Ртр, где Dн2, DВ2 — наружныйаи внутренний диаметрыаобсадных труб, м тек = 650 МПа — пределатекучести стали маркиаL (как самой универсальной стали);К = 1,5 — запасапрочности;

Ртр потери напора на трение в трубахаопределяются по формуле Дарси.

Вейсбаха:

Ртр =где — коэффициентагидравлического сопротивления труб, определяетсяаиз соотношения:

для турбулентногоапотока: = 0,3164/Re0,5или для ламинарногоапотока: = 64/ReRe — число Рейнольдса, параметр, определяющийарежим течения, при Re <2300 поток считаетсяаламинарным, а при Re >2300 турбулентным. Re = dсм /смгде см — вязкостьапесчано-жидкостной смеси, Па∙с; - скорость движенияажидкости по трубам, м/с: = Q/F, где Q — темпазакачки жидкостиагидроразрыва, м3/сут;F — площадьавнутреннего сечения НКТ: F = DB2/4см- плотность смеси (нефть + песок):

см = (п — ж) С + жС — объёмноеасодержание песка:

С = С0/(С0+п)С0 — концентрацияапеска. Допустимоеадавление на устье скважины в зависимостиаот прочности резьбы верхнейачасти колонны труб на страгивающиеаусилия определяется поаформуле:

Рд.у =где Рстр — страгивающаяанагрузка для обсадных трубаиз стали группы прочности L, равная 1,59 МН;G — усилие затяжки при обвязкеаобсадной колонны (берётсяапо данным бурового журнала);к — запас прочности. Из полученныха двух значений Рд.у. принимаетсяанаименьшее. Возможноеа забойное давлениеа при допустимом давленииа на устье составит:

Рз = Рд.у. + GН — Pтр

Рабочее давление на устье скважины:

Ру = Рразр — gН + Ртр

Еслиадавление на устье скважиныаниже допустимого, тоаможно проводить закачкуажидкости гидроразрыва по НКТ.

3. Определение необходимого количества рабочей жидкости. Количествоажидкости разрыва не поддаётсяаточному расчету. Оно зависитаот вязкости жидкостиаразрыва и фильтруемости, а также проницаемости пород в призабойной зоне скважины, темпа закачкиа жидкости и давления разрыва. По опытныма данным объем жидкости разрыва изменяетсяа от 5 до 10 м³. Количество жидкости-песконосителяа зависит от свойства этой жидкости, количестваа закачиваемого в пласт пескаа и его концентрации. На практикеа заготавливают 20−50 м3 жидкости (Vпж) и 8−10 т песка (Gпес).Концентрацияа песка C зависит от вязкости жидкостиа песконосителя и темпаа её закачки. Для нефтиа вязкостью 90 мПа∙с принимаетсяа С = 250 кг/м3. При этом условииа объем жидкости песконосителя: Vпж = Gпес/СОбъема жидкости-песконосителя должен бытьа несколько меньше емкостиаколонны труб, так как приа закачке этой жидкостиа в объеме, превышающем емкостьа колонны, насосы в концеа процесса закачкиа будут работатьа при высоком давлении, необходимыма для продавливанияа песка в трещины. А закачкаажидкости с абразивными частицамиа при высоких давленияхаприводит к очень быстромуаизносу цилиндроваи клапанов насосов. Оптимальнаяаконцентрация песка может быть определена на основанииаскорости падения зерен песка в принятойарабочей жидкости по формуле:

С = 4000/где С — концентрация песка, кг/м3; - скоростьападения зерен песка диаметром 0,8 мм взависимости от вязкости жидкости находится графически, м/ч .Объемапродавочной жидкости воаизбежании оставленияана забое песка следует приниматьав 1,2−1,3 больше, чемаобъем колонны, поакоторой закачиваетсяапесок. Необходимый объемапродавочной жидкости: Vпр = 4. Времяапроведения гидроразрыва:

аТ = (Vр+Vжп+Vпр) Qгде Q-суточный расходарабочей жидкости, м³5. Радиус горизонтальнойатрещиныrt=c (Q√(10−9∙μ∙tр)/κ)0.5где с-эмпирическийакоэффициент, зависящий отагорного давления (с=0,02);Q-расходажидкости разрыва;μ-вязкость жидкостиаразрыва;tр-время закачки;

К-проницаемость породы.

6. Проницаемость горизонтальной трещины.

Кт=ω2/104∙12,где ω-ширина трещины (принимается ω=0,1см).

7. Проницаемость призабойной зоны.

Кп.з=(кп∙h+кт∙ω)/(h+ω), где кппроницаемость пласта, h-эффективная мощность пласта,ω=0,001 м (см. выше).

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, м;rт-радиус трещины, м.

9. Дебит скважины после гидроразрываQ=(2π∙кд.c∙h∙Δp)/(μ∙lg (Rк/rт)где Q-максимальный дебит, м³/с;кд.с-проницаемость пласта после гидроразрыва, h-эффективная мощность пласта,Δр-депрессия на забое:Δр= рпл — рз,μ-динамическая вязкость нефти,(μ=1сПа∙с).

10. Число насосных агрегатовN=(q/qаг)+1где qаг — производительность одного агрегата на второй скорости при условиях работы 11. Эффективность проведения ГРПОжидаемый 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, Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдается неучитываемые формулой небольшие потери напора.

Заключение

.

ГРП является технологией радикального воздействия на залежь и имеет ряд граничных условий, когда применение разрыва возможно и оправдано. К ограничивающим геолого-техническим условиям относится:

близкое расположение водоносных горизонтов и отсутствие надежных геологических экранов;

— отсутствие или низкое качество цементного кольца за обсадной колонной. При принятии решения о производстве ГРП в условиях близких к граничным условиям в каждом конкретном случае учитывается возможность проведения альтернативных технологий интенсификации, риски и масштабы ГРП, возможные сценарии развития трещин и их последствия. Применение технологии ГРП достаточно обширно — от низко до высоко проницаемых коллекторов в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. Кроме того, с использованием ГРП можно решать специфические задачи, например, ликвидировать пескопроявления в скважинах (см.презентацию), получать информацию о ФЕС объектов испытания в поисково-разведочных скважинах (см. презентацию) и др. В последние годы развитие технологий ГРП в России направлено на увеличение объемов закачки проппанта, производство азотных ГРП, а также многостадийных ГРП в горизонтальных стволах скважин. Для сравнения эффективности и оценки стоимости различных технологий добычи в Приложении приводятся данные об основных методиках разработки скважин.

Список использованных источников

1.Муравьев И. М., Андриасов Р. С., Гиматудинов Ш. К., Полозков В. Т. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1970. -.

445с2. Сайт компании EGL.

http://www.egloilshale.com/.

3. Юрчук А. М., Истомин.

А.З.Расчеты в добыче нефти. — М.: Недра, 1979. — 270с.

4. Усачев П. М. Гидравлический разрыв пласта. — М.: Недра, 1986. — 165 с.

5. Отчет конференции разработчиков скважин, 2014, Москва.Приложение. Сравнение основных технологий разработки скважин.

Таблица П1Оценка эффективности технологий по удельному весу затрат на 1 т дополнительно добытой нефти [5]№Технология.

Технологические показатели.

Ст-ть, млн. руб.**Удельныезатраты, тыс.

руб/тКол-воскважин (выборка)Успешностьобработок,%Приращениедебита, т/сутки.

Продолж-ть эффекта, мес.ΔQ, тыс.

т *1Электрическая обработка скважины4 509 213,132,46,51,00,1542.

Газодинамический разрыв пласта4382,513,8122,530,50,1983.

Акустическая обработка183 378,59,97,31,10,30,2724.

Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка17−8,49,01,130,350,3105.

Реагентнаяобработка189 889,65,812,41,110,350,3166.

Гидравлический разрыв пласта15 787 012,543,78,313,50,4217.

Электрогид-равлическая обработка5087,55,17,20,50,430,8148.

Щелеваяразгрузка пласта15 272,46,6343,42,80,8249.

Азотно-импульсная обработка скважины50 905,16,10,470,450,95 710.

Виброволновое воздействие3675−101,361,81,32 711.

Объемноеволновое воздействие20 575,7−120,633,04,747* ∆Q — дополнительная добыча нефти из скважины за счёт её обработки, т** Стоимость, млн. руб. — стоимость обработки одной скважины.