Расчёт технологических показателей для ГРП

При расчете технологических показателей необходимо определить следующие показатели:

1. Давление разрыва.

Допустимое давление на устье скважины (при проведении ГРП без пакера).

3. Объем жидкости разрыва.

Количество расклинивающего материала, концентрация расклинивающего материала в жидкости-носители.

5. Объем жидкости-носителя.

Объем продавочной жидкости.

Общую продолжительность процесса ГРП.

Тип и число необходимых насосных агрегатов.

Решение. Определяем давление разрыва по формуле Рразр = Рвг-Рпл+бр где Рвг — вертикальное горное давление, Мпа Ррл — пластовое давление, Мпа бр — давление расслоения пород (принимаем равным 1,5Мпа) Вертикальное горное давление определяем по формуле Рвг = Н рп g.

где Н — глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра) рп — средняя плотность вышележащих пород кг/м3.

Вследствие проведения ГРП только с пакером, расчет проведения процесса без пакера не рассматривается.

Объем жидкости разрыва не подается точному расчету. По опытным данным и на основании проведения миниразрыва определяется его значение, это значение колеблется в пределах 10−15 м3.

Количество расклинивающего материала Gп потребное для закрепления трещины также нельзя рассчитать. На основании проведенных операций по гидроразрыву количество расклинивающего материала принимается равным 6−16 тонн на один гидроразрыв.

Концентрация расклинивающего материала С зависит он вязкости жидкости носителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкостью 5*10−2Па*с значение ее колеблется в пределах 150−500 кг/м3.

Объем жидкости носителя определяется по формуле:

Vпр = Gп / С Объем продавочной жидкости принимают на 20−30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с расклинивающим материалом:

Vпр =К П d2B H / 4.

где d2B — внутренний диаметр труб, по которым закачивают жидкость разрыва К — коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб (1,2−1,3).

Н — глубина спуска пакера Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения.

t = (VP + VЖ. П +VПР) /Q.

где Q — расход рабочих жидкостей, равный, принятой скорости их нагнетания.

VP — объем жидкости разрыва.

VЖ.П — объем жидкости носителя.

VПР. — объем продавочной жидкости Число насосных агрегатов определяется с учетом их подачи (модель FC-2251 2547 л/мин), требуемого давления (802 кг/см2) и расхода жидкости (772л/мин) по формуле (при одном резервном).

N = (0,03 / 0,0123)+1 = 3+1 =4 агрегата Для определения увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва необходимо знать ширину трещины, радиус ее распространения и проницаемость пласта. Радиус трещины определяется по формуле:

RT = 5.08*10 5C (Q M tP / k)0.5.

где С — эмпирический коэффициент, зависящий он давления и.

характеристики горных пород, равный 0,02:

Q — расход жидкости разрыва, м3/мин:

М — вязкость жидкости разрыва, Па*с:

tР — время закачки жидкости разрыва, мин.:

k — коэффициент проницаемости, мкм2:

Проницаемость созданной трещины определяется по формуле:

kT = (103w/12) 10−12.

где кТ — проницаемость трещины, м2.

w — ширина трещины, см Проницаемость призабойной зоны определяется по формуле:

kПЗ = kП h +kT w/ h + w.

где k — проницаемость пласта.

h — эффективная мощность пласта.

w — ширина трещины Ожидаемый прирост дебита скважины после проведения гидроразрыва пласта определяется следующим путем:

Дебит скважины найдем по формуле Дюпюи.

Q = 2П kП h ^Р.

м lg RK /rC.

где Q — дебит скважины, м3/сут.

kП — проницаемость пласта, м2.

h — эффективная мощность пласта, м.

RK — радиус контура питания скважины.

^Р — депресия на забое, Мпа м — динамическая вязкость нефти, 0,8 Па*с Дебит скважины после гидравлического разрыва пласта определяется по формуле Дюпюи, принимая радиус скважины, равным радиусу трещины (rC=rT):

Q = 2П kП h ^P.

м 2,3lg (RK/rТ) где kП — проницаемость пласта, м2.

rT — радиус трещины.

RK — радиус контура питания скважины В настоящее время при расчете гидроразрыва пласта на Ловинском месторождении используется программа трехмерного моделирования гидравлическогоразрыва MFrac-III версия3.5.ОR1.12.99г. разработанная компанией Meyer & Associates. Inc.

Комплексный подход к проектированию ГРП требует рассмотрения этой технологии не только, как средства обработки призабойной зоны скважины, но и как элемента системы разработки. В связи с этим при подборе скважин для проведения ГРП рекомендуется следующая последовательность действий при подборе скважин для проведения ГРП.

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

Определение ориентации трещин.

Расчет оптимальных параметров трещины.

Выявление скважин с загрязненной призабойной зоной.

Предварительный подбор скважин для ГРП применительно к данному месторождению. При расстановке скважин на новом участке или месторождении необходимо учитывать ориентацию трещин.

Создание геолого-математической модели объекта.

Расчет базового варианта разработки (без проведения ГРП).

Расчет варианта с гидроразрывом во всех скважинах намеченных на этапах 4.

Сопоставление базового варианта с вариантом ГРП: выявление скважин, в которых проведение ГРП не приводит к существенному увеличению добычи нефти на этих скважинах;

Выявление невырабатываемых участков пласта и проектирование дополнительных ГРП и добывающих скважин для дренирования этих участков;

Выявление участков, характеризующихся пониженным пластовым давлением, и проектирование дополнительных мероприятий в нагнетательных скважинах.

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

Выбор нескольких технологически эффективных вариантов.

Проведение технико-экономических расчетов с учетом затрат на проведение ГРП, выбор рекомендуемого варианта.

После рассмотрения и проработки всех вариантов следует рассмотреть каждую конкретную скважину, как объект для проведения ГРП с учетом следующих особенностей:

неоднородность пласта по простиранию, обеспечивающую высокую эффективность гидроразрыва за счет приобщения к разработке зон, не дренируемых ранее;

расчленённость пласта;

проницаемость пласта, которая не должна превышать 30мД при вязкости нефти до 5спз, 30−50мД при вязкости нефти до 50спз. В пластах более высокой проницаемости эффективны короткие трещины, в этом случае гидроразрыв дает значительный эффект в основном как средство обработки призабойной зоны.

эффективную толщину пласта, обеспечивающую окупаемость затрат на проведение гидроразрыва.

толщину и выдержанность экранов, отделяющих продуктивный пласт от газоили водонасыщенных коллекторов, которая должна быть не менее 4−6 метров.

глубину залегания пласта, которая должна быть не более 3500 метров.

выработанность извлекаемых запасов, которая, как правило, не должна превышать 30%.

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 проведения 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 другое показал, что на практике эти процедуры почти не используются. Это связанно 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, связанном с гидроразрывом, для принятия обоснованных решений по выбору параметров ГРП и скважин для проведения гидроразрывов.