Файл: сибирский федеральный университет институт нефти и газа.doc

С целью интенсификации добычи нефти и поддержания дебитов скважин на уровне проекта на Даниловском месторождении проводятся ГРП.

В качестве примера произведем расчет процесса ГРП по скважине № ХХХ.

В качестве расклинивающего агента примем проппант с диаметром частиц 0,6 – 1,4 мм. В качестве жидкости разрыва и жидкости - песконосителя используем товарную нефть с добавкой асфальтита плотностью ρ_н= 940 кг/м³, вязкостью μ = 205 мПа^.с. Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород ПЗП (с учетом естественной трещиноватости), темпа закачки жидкости и давления разрыва. По данным объем жидкости разрыва изменяется от 4до 15 м³.

2.4.2 Выбор метода определения технологической эффективности ГРП

Гидроразрыв пласта относится к группе физических методов.

Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется:

дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта;
текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта;
сокращением объема попутно добываемой воды. Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической скважин с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП.

При расчёте добычи нефти за прошедший период задача основана в правильном определении базовой добычи нефти.

Одним из методов является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае расчетные показатели к фактическим возможны при наличии исходных параметров и длительной истории эксплуатации. Данный метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и возможностью количественной оценки взаимовлияния между скважин.

Создание расчетной модели объектов даже по отдельным площадям сопряжено с очень большим объемом работ. В связи с малым периодом эксплуатации Даниловского месторождения имеется очень скудная геологофизическая и геолого-промысловая информация, часть которой подвержена изменениям в процессе эксплуатации скважин, во времени. В итоге, в значительной мере затрудняется адаптация расчетной модели и получения надежных прогнозных технологических показателей разработки. При этом представляется, что результаты наиболее приемлемы или страдают наименьшей погрешностью для относительных оценок взаимовлияния скважин, т.е. их интерференции.

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

повышение продуктивности низкопроницаемого коллектора;
расширение интервала притока при многопластовом строении объекта;
интенсификация притока нефти, изоляция притока воды, регулирование профиля приемистости и т.д.

Количество жидкости - песконосителя зависит от свойств этой жидкости (вязкость, фильтруемость и пескоудерживающая способность), количества закачиваемого в пласт проппанта и его концентрации. Общее количество проппанта определяется суммарным объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин и объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету, а поэтому нельзя определить расчетом количество потребного проппанта.

Содержание проппанта в жидкости разрыва определяется ее вязкостью.

Глубина скважины H = 1680 м; диаметр эксплуатационной колонны D = 0,168 м; эффективная толщина пласта h = 55,2 м; пластовое давление P_пл= 17,65 МПа; средняя проницаемость пласта k = 0,0076^.10^-12 м²; радиус контура

питания R_к= 355 м; модуль упругости пород E = 10⁴ МПа. Давление разрыва определяется по формуле [1]:

P_р⁼P_гв⁻P_пл+σ_р, (1)

гдеP_гв - вертикальная составляющая горного давления, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_р – давление расслоения пород, Р_р = 1,5 – 3 МПа.

P_гв= H ⋅ρ_п⋅ g, (2)

где Н – глубина залегания продуктивного пласта, м; ρ_п– средняя плотность вышележащих пород, ρ_п=2600 кг/м^З; g – ускорение свободного падения, м/с².

P_гв=1680⋅2600⋅9,81 = 65,04 МПа ,

тогда Р_р будет равно

P_р= 65,04−17,65+ 2 = 49,39_МПа

Горизонтальная составляющая горного давления определяется по формуле

P_г⁼(^P1^гв−^⋅v^v), (3)

где v – коэффициент Пуассона, v = 0,3.

P_г

МПа.

В подобных случаях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины.

Определим оптимальную концентрацию проппанта в зависимости от скорости осаждения зерен проппанта в рабочей жидкости по эмпирической формуле [4, 5]

C_п= V⁴⁰⁰⁰_осажд., (4)

где С_п – концентрация проппанта, кг/м³;

V_осажд. – скорость осаждения зерен проппанта диаметром 0,8 мм, м/ч. В данном случае при вязкости жидкости - песконосителя μ = 200МПа^.с, скорость осаждения зерен проппанта составляет V_осажд. = 13 м/ч.

Cп =

= 307, 7 кг/м3

Таким образом содержание проппанта С_п = 307,7 кг/м³, плотность проппанта принимаем равным ρ_пес = 2500 кг/м³, темп закачки Q = 15 л/с. Массу проппанта определим по формуле

m_п= C_п⋅V_ж= 307,7⋅10 = 3077 = 3,1 _т (5)

Запроектируем, что при ГРП непрерывно закачивают жидкость разрыва в объеме V_ж = 1 м³. Для определения параметров трещины используем формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П. Желтова. Оценим сначала ширину трещины после закачки V_ж = 1 м³ жидкости разрыва, для чего определим давление на забое P_заб по формуле [12]

PP^забг ^ PP^забг − ^3 ( 5,25^⋅E²^⋅гQ^⋅^μж , (6)

¹_=

_{ }1₋v2)₂_⋅P₃_⋅V

Pзабг  PPзабг 3 5,25⋅(1010)2 ⋅15⋅10−3 ⋅200⋅10−3 −5.

P 

PP^забг ^ PP^забг ^ P^забг ⁻1^³_^⁺1, (7)

= 3 _P _{ }

_{ }

PPзаб_г= 3 (8,8⋅10−5)+1=1,044

P_заб= P_г⋅ PP^заб_г= 27,87⋅1,044 = 29,1 МПа (8)

Длина трещины после закачки V_ж = 1 м³

l ⁼5,6⋅(1− v^V₂)^ж_⋅h^⋅^E_⋅₍Pзаб ₋Pг₎ , (9)

l = 5,6⋅(1−0,32)⋅51,2⋅10⋅(2910 ,1−27,87)⋅106 =17,52 м.

Раскрытость или ширина трещины

ω = 4^⋅(1⁻v²)^⋅El^⋅⁽P^заб⁻P^г⁾, (10)

мм

Судя по полученному результату можно сделать вывод, что раскрытость трещины вполне достаточна, чтобы проппант фракции 0,8 – 1,2 мм поступал в

3 нее при закачке следующей порции жидкости разрыва (10 м ), являющейся одновременно и жидкостью-песконосителем. Объемная доля проппанта в смеси

C_п

n

₀⁼_C^ρ_п^пес+1 ⁼307,7 +₁⁼0,110 (11)

ρ_пес2500

Вязкость жидкости-песконосителя определяется по формуле

μ_ж= μ⋅exp(3,18⋅n₀) = 200⋅exp(3,18⋅0,110) = 283,7 6_мПа∙с (12)

3

Давление на забое скважины в конце гидроразрыва (после закачки 10 м жидкости в трещину) определяется по формулам (6, 8)

PP*забг ^PP*забг 13 = 5,25(1⋅(−10010,3)22)⋅215⋅(27⋅10,87−3 ⋅⋅10283,766)3 ⋅10⋅10−3 =1,25⋅10−5,

 −  

PP*заб_г= 3 (1,25⋅10−5)+1=1,023,

P^*_заб= 27,87⋅1,023 = 28,51 МПа

Длину трещины находим по формуле (4.9)

l* = 5,6 ⋅ (1− 0,32)⋅510,2 ⋅⋅10(2810,51− 27,87)⋅106 = 76,79 м

Ширину трещины – по формуле (4.10)

мм

Жидкость-песконоситель распространяется в трещине на расстоянии от скважины, примерно равном 90% ее длины, т.е.

l₁= 0,9⋅l = 0,9⋅76,79 = 69,111 м. (13) После снятия давления трещина закрывается не полностью на интервале, в котором находилась жидкость-песконоситель. Принимая пористость проппанта в трещине после ее закрытия m=0,3, определим остаточную ширину трещины

ω1 = ^ω1−^⋅ⁿm⁰= ^0,0181−^⋅0^0,110,3 = 0,0028 _м. (14)

Проницаемость трещины такой ширины

k_тр

. (15)

Средняя проницаемость в призабойной зоне при вертикальной трещине определяется по формуле

k₁= ⁽^π^⋅^D⁻^ωπ¹⁾⋅^⋅_D^k⁺^ω¹^⋅^k^т, (16)

k

.

Средняя проницаемость пласта при наличии вертикальной трещины будет уменьшаться с возрастанием расстояния от скважины. При ее оценке примем ширину трещины после смыкания одинаковой на любом расстоянии от скважины, а ее проницаемость неизменной. Тогда по формуле (16) средняя проницаемость на расстоянии 1 м от скважины будет

k