Файл: сибирский федеральный университет институт нефти и газа.doc

−9 м2,

а на расстоянии, равном радиусу раскрытости l₁ трещины

k .

Как видно из расчетов, в области распространения трещины, средняя проницаемость превышает проницаемость пласта. Поэтому приток в скважину будет в основном происходить по трещине с направления, в котором трещина получила развитие.

Гидроразрыв будем проводить через насосно-компрессорные трубы с внутренним диаметром d = 0,073 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.

2.4.3. Расчет технологической эффективности при реализации ГРП

1. Определим технологические параметры ГРП.

1) Потери давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ.

Плотность жидкости-песконосителя

ρж = ρн(1− n0)+ρпес ⋅n0 = 930⋅(1−0,110)+ 2500⋅0,110 =1102, 7кг/м3 (17)

Число Рейнольдса

R e(18)

Коэффициент гидравлического сопротивления

Re64 1017,264 0,063 (19) λ = = =

По Ю.В. Желтову, при наличии проппанта в жидкости при Re> 200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re =

1017,2 и n₀ = 0,110 возрастают в 1,52 раза

P_{тр ж} , (20)

P_тр МПа

2. 
   Давление, которое нужно создать на устье при гидроразрыве
   

P_у = P_заб −ρ_ж ⋅g⋅H + P_тр, (21)

P_у = 29,1−(1102,7⋅9,81⋅1550⋅10⁻⁶)+ 23,71= 25,23 МПа

2. 
   Предположим, что рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН - 700.
   

Необходимое число насосных агрегатов

N = Pа ⋅PQ^{у ⋅}а^Q⋅kтс +1 (22)

где P_а – рабочее давление агрегата, МПа; Q_а – подача агрегата при этом давлении, л/с;

k_тс – коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от

срока службы, k_тс = 0,5-0,8.

N

4. 
   Объем жидкости для продавки жидкости - песконосителя
   

V_п = 0,785_⋅d² _⋅H ₌ 0,785_⋅0,073² _⋅1550 ₌10,67 _м³. (23)

4. 
   Продолжительность гидроразрыва одним агрегатом при работе его на
   

---

II скорости

10+10,67 

t = ^VжQ⁺_а^Vп = ^{ 8,3}60^⋅10−3 ^ = 41,51 _мин. (24) 

6) Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины r_с после

ГРП принимается равным радиусу трещины R_тр

R

lg ^к

Q² r^с

n ⁼ Q1 ⁼ lg Rк (25)

R_тр

где Q₁ и Q₂ – дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва,

3 м /сут.

R_тр – длина трещины равная l₁ = 69,111 м.

lg 355

n ₌ lg 0,073355 ₌ 5,2

69,111

Q₂ = n⋅Q₁ = 5,2⋅3,1=16,04 _м³_/сут (26)

Таким образом, после гидроразрыва пласта на скважине можно ожидать увеличение дебита скважины в 5,2 раза.

7. 
   Определим дополнительную добычу жидкости за счет применения ГРП
   

ΔQ_ж = Q₂ −Q₁ =16,04−3,1=12,94 _м³_/сут (27)

7. 
   Доля нефти в добываемой жидкости определяется по формуле
   

ΔQ_н = (ΔQ_ж −ΔQ_в )⋅ρ_н (28)

где ΔQ_в – доля воды в добываемой жидкости, м³/сут; ρ_ж – плотность нефти, кг/м³.

_в ΔQ^ж ⋅n^в , (29)

ΔQ =

100

где n_в – объемная обводненность после проведения ГРП, %. После проведения ГРП в различных скважинах по пласту ВIII, ВIV, ВV объемная обводненность в среднем возрастала в 1,5 – 2,0 раза, так до обработки она составляла 6,2%.

ΔQ_в м³/сут,

ΔQ_н = (12,94−3,22)⋅0,767 = 7,48 _т/сут

В результате проведенных расчетов были спрогнозированы: дополнительная добыча жидкости за счет применения ГРП ΔQ_ж = 12,94 м³/сут, а также дополнительная добыча нефти ΔQ_н = 7,48 т/сут; размеры трещины после ГРП l₁ = 69,111 м, h = 0,018 м; концентрация проппанта C_п = 307,7 кг/м³; давление на забое в начале и в конце гидроразрыва – P_заб = 29,1 МПа и P_заб = 28,51 МПа; давление, которое нужно создать на устье при гидроразрыве P_у = 25,23 МПа и потери давления на трение P_тр = 23,71 МПа.

Полученные результаты расчета эффективности гидроразрыва пласта сведем в таблицу 1. По этой же методике были подсчитаны и остальные 6 скважин, на которых предлагается провести ГРП.

2. Для функционирования проектируемого оборудования необходимо рассчитать его основные параметры на прочность с учетом требований условий работы.

---

1) Расчет цилиндра пакера на прочность.

Для проведения расчета на прочность необходимо выбрать формулу по которой будут вестись расчеты. По условию если

^r2 >1,15, (30)

r₁

где r₁ – внешний радиус; r₂ – внутренний радиус.

то корпус следует рассматривать как толстостенный цилиндр. Если же данное условие не выполняется, то корпус рассчитывается как тонкостенный цилиндр.

Для корпуса цилиндра имеем в наиболее тонком сечении

r2 ₌ ⁵⁹ ₌1,08_<1,15 r1 55

Исходя из этого, расчет корпуса цилиндра ведем как для тонкостенного цилиндра.

Расчет корпусов из пластичного материала для тонкостенных цилиндров ведется по формуле

δ_C = r[_σ1^р_Pi], (31)

где δ_C – толщина стенки;

[σ_P] – допускаемое напряжение на растяжение. Для стали 45 [σ_P]=360

МПа; р_i – максимальная величина давления жидкости. р_i=11 МПа.

Минимальная толщина стенки цилиндра

мм

Сравниваем с существующей толщиной стенки 4 мм>3,43 мм, что допустимо. Следовательно, цилиндр удовлетворяет условиям прочности.

2) Расчет пакера на герметичность.

При расчете пакера определяют необходимое для герметизации контактное давление, осевую силу, обеспечивающую это давление, оптимальную высоту уплотняющего элемента и длину хода штока пакера.

Контактное давление между обсадной колонной и уплотняющими элементами равно

Рк = Ркс + Ркп , (32)

где Ркс и Ркп - контактные давления за счет предварительного сжатия

уплотнения и действия перепада давления соответственно.

Резина, применяемая в пакерах, имеет коэффициент Пуассона μ =0,475.

Для определения контактного давления Рк и наименьшей величины осевой силы Q, обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины, используют следующие уравнения, вытекающие из (32)

pk = 1−µµр р ⋅QF −G (R(Rc2c2−−rшr2ш)23)2−((RRпп22−−rrшш22))3 + ∆p; (33)

Q при p_k

---

= ∆p (34)

Где F - площадь поперечного (диаметрального) сечения уплотнительной манжеты;

∆Р- перепад давления у пакера;

G=6МПа-модуль сдвига резины;

Rc=65мм- наружный радиус резины после деформации; r_ш=43мм- внутренний радиус резины;

Rп=59мм- наружный радиус резины до деформации.

Принимаем ∆Р=10МПа

F=π·(D²н-D²вн)/4, (35) где D²н и D²вн - соответственно наружный и внутренний диаметры

рабочих поверхностей уплотнительного элемента пакера после деформации.

F=3,14· (0,118²-0,086² )/4=0,00746 м².

Тогда получим

Q_{≥0,111·10·10}⁶·0,00746+6·10⁶·0,00746·((0,13²-0,043²)³-(0,18²-0,043²)³)/

/(0,13²- 0,043²)²· (0,18²- 0,043²)=53,86 кН.

3) Расчет на прочность деталей пакера

В большинстве случаев разрушение происходит в наиболее опасных сечениях. В данной конструкции пакера наиболее опасными являются сечения основания пакера D = 70 мм и сечения ствола пакера D = 56 мм в местах расположения канавок.

Максимально допустимую нагрузку P_max определяют исходя из площади опасного сечения и предела текучести

P_max = F_H ⋅σ_T, (40)

где F_H – площадь опасного сечения, мм²,

F_H , (41)

где D – наружный диаметр резьбы в опасном сечении; d_вн – диаметр проходного отверстия.

Проверим на прочность первое сечение:

Для него D = 70 мм, d = 60 мм. Тогда получим

F_H мм² ,

где σ_т = 340 МПа – предел текучести материала Сталь 45 ГОСТ 4543 - 71.

P_max = 1020⋅340⋅10⁶ = 145025 H.

Реально действующее растягивающее усилие в этом сечении будет возникать от давления рабочей жидкости на цилиндр. Приближенно его можно считать равным Р = 56 кН. По условию прочности необходимо

Рmax>Pk_з (42)

Коэффициент запаса прочности принимаем равным k_з = 2

Р_max= 145025>56000·2 = 112000.

Следовательно, условие прочности выполняется.

Проверим на прочность второе сечение:

Для него D = 56 мм и d = 46 мм. Получим

F_H мм² ,

где σ_т = 560 МПа – предел текучести материала пакера P_max =1821⋅560 = 967302,6 H.

Реально действующее растягивающее усилие в этом сечении будет возникать от давления рабочей жидкости на цилиндр. Приближенно его можно считать равным Р = 56 кН. По условию прочности необходимо

---

Рmax>Pk_з

Коэффициент запаса прочности принимаем равным k_з = 2

Р_max=967302,6>112000.

Следовательно, условие прочности выполняется. Выводы

На Даниловском месторождении при проведении гидравлического разрыва пласта применяется большое количество различной техники. Можно сделать вывод, что к гидравлическому разрыву пласта предъявляются высокие требования по выбору объекта воздействия, технологической эффективности в связи с большими затратами на проведение ГРП, квалификации персонала для обеспечения экологической безопасности. Для выполнения ГРП необходимо применять новые технологии, технику и материалы.

При реализации технологии ГРП возникают проблемы требующие решения. Теоретически установлено, что при низких темпах закачки жидкости

ГРП (около 2,5 м3/мин) образуются длинные (до 300 м) трещины. Для формирования относительно коротких и широких трещин необходимы вдвое большие темпы закачки жидкости. Наличие длинных трещин, как известно, может способствовать нежелательным преждевременным прорывам закачиваемых вод.

Помимо изложенного немаловажным является и существенное различие в очередности операций при пуске скважины в работу. Так, непосредственно после ГРП по зарубежной технологии проводится отработка скважины на излив через различные штуцера в возрастающей последовательности их диаметров: 2, 4, 8 мм; тем самым обеспечивается плавное увеличение депрессии в призабойной зоне, сопровождающееся выносом жидкости гидроразрыва, укреплением горным давлением проппанта в трещине и подключением в работу объекта разработки. Как следует из вышеизложенного, во всем процессе работ ГРП в среду коллектора призабойной зоны извне водная фаза не привносится, что благоприятствуют движению и извлечению нефтяной фазы.

В промысловой отечественной практике растворы для ГРП должным образом не фильтруются, поэтому в скважину закачивается много инородных веществ песчано - глинистого состава. Содержание их настолько велико, что нередко является причиной выхода из строя насосного оборудования. Отсюда несложно представить степень кольматации проницаемых прослоев в интервале перфорации, трещине гидроразрыва и неизбежного снижения за счет этого продуктивности скважин.

---