Решение задачи гидроразрыва пласта нефильтрующейся жидкостью

Электронный научно-практический журнал «МОЛОДЕЖНЫЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК» МАРТ 2016
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НЕФИЛЬТРУЮЩЕЙСЯ ЖИДКОСТЬЮ

Кутлубулатов А.А.

Уфимский государственный нефтяной технический университет



Поставлена задача определения эффективности гидроразрыва пласта. Рассмотрены наиболее распространенные и эффективные технологии гидроразрыва пласта и выбрана наиболее оптимальная. Определены условия возможности применения гидроразрыва пласта и принято решение о целесообразности. Проведен расчет направления разрыва и другие характеристики. В итоге сделаны выводы об эффективности применения гидроразрыва пласта на примере скважины 12238 (куст 919) Федоровского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз».

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, скважина, дебит.

SOLUTION FRACTURING FLUID NON-FILTERING TASK

Kutlubulatov A.A.

Has been set a task of determining the efficiency of hydraulic fracturing in this article. Have been analyzed the most widespread and effective fracturing technologies and chosen the best. Have been identified the conditions of the possibility of using hydraulic fracturing, and the decision on expediency. The describing of calculation of the fractures, and other characteristics have been presented also. As a result, conclusions about the effectiveness of the use of hydraulic fracturing in the example of well 12238 (welt cluster 919) Fedorovsks oil field OJSC “Surgutneftegas”.

Keywords: hydraulic fracturing, the well, flow rate.



Введение

Осуществление ГРП рекомендуется в следующих скважинах.

1). Давших при опробовании слабый приток.

2). С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора.

3). С загрязненной призабойной зоной.

4). С заниженной продуктивностью.

5). С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими).

6). Нагнетательных с низкой приемистостью.

7). Нагнетательных для расширения интервала поглощения.

Не рекомендуется проводить гидроразрыв в скважинах, технически неисправных и расположенных близко от контура водоносности или от газовой шапки.

Эффективность гидроразрыва пласта (ГРП) зависит от размеров трещины. Определение ширины трещины затруднительно, хотя и имеются формулы для ее вычисления. У стенки скважины ширина трещины наибольшая и к концу убывает до нуля.

При закачке маловязкой жидкости, легко проникающей в горизонтальный проницаемый прослой, возникает горизонтальная трещина, в которой давление превышает локальное горное. В результате происходит упругое расщепление пласта по наиболее слабым плоскостям.

При закачке нефильтрующейся жидкости образуются вертикальные трещины, так как вследствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва подобно разрыву длинной трубы с толстыми стенками. При наличии в пласте естественных трещин разрыв происходит по их плоскостям независимо от фильтруемости жидкости.

Эффект в многослойном пласте, со слоистой неоднородностью по разрезу может быть достигнут двумя методами:

1). Либо созданием одной вертикальной трещины, рассекающей все прослои, за одну операцию ГРП.

2). Либо созданием горизонтальных трещин в каждом пропластке при поинтервальном или многократном ГРП.

По технологическим схемам проведения различают однократный направленный (поинтервальный) и многократный ГРП.



Виды разрывов. Многократный разрыв

Многократный разрыв - это осуществление нескольких разрывов в пласте за одну операцию. После регистрации разрыва какого-то прослоя и введения в него нужного количества наполнителя в нагнетаемый поток жидкости вводятся упругие пластмассовые шарики, плотность которых примерно равна плотности жидкости. Потоком жидкости шарики увлекаются и закрывают те перфорационные отверстия, через которые расход жидкости наибольший. Диаметр этих шариков примерно 12 - 18 мм, один шарик может перекрывать одно перфорационное отверстие. Этим достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое возрастает и это вызывает образование новой трещины в другом прослое, в дальнейшем все это регистрируется на поверхности изменением коэффициентов поглотительной способности скважины.

После этого в поток снова вводятся шарики без снижения давления через специальное лубрикаторное устройство, устанавливаемое на устье скважины для закупорки второй образовавшейся трещины.

Поинтервальный разрыв

Поинтервальный разрыв - это ГРП в каждом прослое, при котором намеченный интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерами и подвергается обработке. После окончания операции гидроразрыва пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго интервала, который обрабатывается как самостоятельный.

Поинтервальный разрыв возможен в случаях, когда общим фильтром разрабатываются несколько пластов или пропластков, изолированных друг от друга слоями непроницаемых пород, имеющих толщину несколько десятков метров, с хорошим перекрытием - цементным камнем заколонного пространства. Это необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в пласты, не предназначенные для обработки во время данной операции. Для защиты обсадных колонн от высокого давления в скважину опускают НКТ с пакером и якорем на нижнем конце, которые устанавливаются выше кровли пласта, намеченного для ГРП.

Технология гидравлического разрыва пласта

гидроразрыв пласт нефильтрующаяся жидкость

Технология ГРП (рис. 1) включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных насосно-компрессорных труб с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу.

Рисунок 1 - Технологическая схема гидравлического разрыва пласта. 1 - трещина разрыва; 2 - продуктивный пласт; 3- пакер; 4- якорь; 5- обсадная колонна; 6- НКТ; 7- арматура устья; 8-манометр; 9-блок манифольдов; 10- станция контроля и управления процессом; 11- насосные агрегаты; 12- пескосмесители; 13- емкости с технологическими жидкостями; 14- насосные агрегаты

Процесс ГРП начинается с проверки герметичности манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегата к скважине. Одновременно скважину испытывают на приемистость, для чего через разные промежутки времени увеличивают темпы нагнетания жидкости разрыва в пласт и регистрируют расход и среднее давление нагнетания. По мере повышения давления наблюдают за состоянием линии нагнетания, арматурой устья и агрегатами. При обнаружении утечек насосные агрегаты останавливают и устраняют дефекты, после чего испытание продолжается.

Если при увеличении темпа нагнетания давления непрерывно растет и становится в 1,1-1,2 раза больше расчетного, то это свидетельствует о плохой связи скважины с пластом. Последующий рост давления недопустим для оборудования и колонны труб, и поэтому нагнетание следует прекратить и повторно проверить чистоту забоя, а затем, при необходимости, осуществить гидропескоструйную перфорацию или кислотную обработку пласта.

Свидетельство достижения разрыва, т.е. образования в пласте трещин необходимого размера - это трех - четырехкратное увеличение приемистости скважины. После достижения разрыва в скважину нагнетается 10-50 м³ чистой жидкости - песконосителя, вслед за которой подается смесь песка с жидкостью. Темп нагнетания жидкости с песком в скважину не должен быть ниже значения, достигнутого при испытании на приемистость.

При закачке песка с жидкостью-песконосителем в первую порцию смеси рекомендуется добавлять его в небольшом количестве; считается, что избыток жидкости способствует большому расширению трещин и также предотвращает скопление песка у их «устья».

В настоящее время дозировка и смешивание песка с жидкостью осуществляется пескосмесительным агрегатом типа 3ПА. Из него жидкость с песком посредством центробежного насоса для песка подается на приемы специальных насосов для ГРП типа АН-700, которые закачивают смесь в скважины при высоких давлениях.

Продавочная жидкость нагнетания непосредственно за песчаной смесью в том же темпе, в каком закачивается сама смесь.

Объем продавочной жидкости принимается на 15-20% больше объема труб или объема кольцевого пространства, по которым прокачивается смесь песка с жидкостью от устья и до фильтра скважины. При недостаточном объеме продавочной жидкости часть песка может остаться в виде пробок на забое скважины. Образование песчаной пробки вызовет нежелательные затраты времени на ее промывку. Чтобы избежать или уменьшить оседание песка, увеличивают темп нагнетания жидкости или повышают ее вязкость, т.е. увеличивают транспортирующую способность жидкостипесконосителя.

При проведении ГРП производится непрерывная запись параметров режимов работы оборудования на электронные носители и бланки установленного формата. В добывающих скважинах по окончании закачки продавочной жидкости закрывается устьевая задвижка, скважина оставляется на 48 часов для распада геля; давление с линии манифольда стравливается.

При проведении ГРП в нагнетательной скважине по окончанию закачки продавочной жидкости (воды) закрывается устьевая задвижка, давление с линии манифольда стравливается, линия демонтируется и собирается временная линия нагнетания воды от водовода к устьевой задвижке через обратный клапан, запирающий поток из скважины. После опрессовки давлением, в 1,5 раза превышающим рабочее давление в водоводе, устьевая задвижка открывается и скважина подключается к водоводу на семь суток [1].

Расчет гидравлического разрыва пласта

В работе произведен расчета ГРП для скважины 12238 (куст 919) при реальных данных по фильтрационно-ёмкостным свойствам и параметрах скважины, а данные по жидкости подберём сами (таблица 1). Для этого воспользуемся формулами, приведёнными в книге И.Т.Мищенко «Расчёты в добыче нефти» - [2].

Таблица 1 - Исходные параметры для скважины 12238 куст 919

Показатель	Обозначение	Величина	Размерность
Глубина скважины	L		м
Диаметр по долоту	D		м
Радиус скважины	rc		м
Радиус контура питания	Rk		м
Диаметр экспл. колонны	dвн		м
Вскрытая толщина пласта	H		м
Средняя проницаемость	kп		мкм2
Модуль упругости пород	E		Па
Коэффициент Пуассона	n--
Дебит скважины до ГРП	Q		т/сут
Средняя плотность пород над продуктивным горизонтом	сп	2310	кг/м3
Плотность жидкости разрыва	сн	930	кг/м3
Вязкость жидкости разрыва	мн	0,2	Па·с
Концентрация песка	Cп	275	кг/ м3
Темп закачки	Qн	0,012	м3/с
Проницаемость породы	m	0,25	%
Объем жидкости разрыва	Vж	7,6	м3

1. Вертикальная составляющая горного давления:

Р_гв = r·g·L = 2310·9,81·2850·10^-6 = 64,58 МПа

2. Горизонтальная составляющая горного давления:

Р_г = Р_гв·n/(1-n) = 64,58·0,2729/(1-0,2729) = 24,240 МПа

В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины.

Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтена, плотность и вязкость даны в таблице 3. Содержание песка принимаем (см. табл. 3), для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 5 т кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм, темп закачки (табл.3).

При ГРП непрерывно закачивают жидкость-песконоситель в объеме 7,6 м3, которая одновременно является и жидкостью разрыва.

Для определения параметров трещины используем формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П.Желтова.

3. Определим забойное давление разрыва:

= 5,25 · (1,265 · 10¹¹)²·12·10^?3·0,2/(1-0,2729²)²·(24,240·10⁶)³·7,6)= 2,17·10-3

Из последнего находим: P_заб = 27,26 МПа

4. Определяем длину трещины:

l = (V_ж · E/(5,6 · (1 -

Электронный научно-практический журнал «МОЛОДЕЖНЫЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК» МАРТ 2016
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

Размещено на http://www.allbest.ru/

n²) · h · (P_заб ? P_г)))1/2 = (7,6·1,265 · 10¹¹/(5,6·(1-0,27292)·12,9· (27,26 - 24,24) ·106))1/2 = 69,002 м

5. Определяем ширину (раскрытость) трещины:

w = 4 · (1 - n²) · l · (P_заб ? P_г) / E = 4·(1-0,27292)·69,002·(27,26 - 24,24)·106/(1,265 · 10¹¹) = 0,0061 м = 0,61 см

Остаточная раскрытость:

w = w · в_п / (1 - m) = 0,001 м

6.Определим распространение жидкости-песконосителя в трещине:

l₁= 0,9·l = 0,9·69,002 = 62,101 м

7. Объемная концентрация песка:

/ 2310+1) = 0,105

8. Плотность жидкости-песконосителя:

с_жп = с_н • (1 ? в_п) + с_п • в_п = 930 · (1 - 0,105) + 2310 · 0,105 =1074,42 кг/м³

9. Вязкость жидкости с песком:

м_жп = м_н • exp (3,18 • в_п) = 0,2 • exp (3,18 • 0,105) = 0,279 Па·с

10. Число Рейнольдса (d_вн = 0,076 м):

Re = 4 • Q_н • с_жп/(р • d_вн • м_жп) = 4 · 0,012 · 1074,42 / (р · 0,076 · 0,279) = 774

11. Коэффициент гидравлического сопротивления: л = 64 / Re = 64 / 774 = 0,083 12. Потери на трение:

МПа

13. При Re > 200 потери давления увеличивают в 1,52 раза: МПа

14. Давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя:

PУ = Pзаб ? сжп • g • Lc + Pтр = 27,26 - 1074,42 · 9,81 · 2850 + 17,71· 10⁶ = 14,93 МПа

15. Для проведения операции используется агрегат 4АН-700: рабочее давление агрегата P_р = 29 МПа; подача агрегата при данном рабочем давлении Q_р = 0,0146 м³/с; коэффициент технического состояния k=0,5…0,8 (примем 0,6).

16. Необходимое число насосных агрегатов:

N = P_у • Q/(P_р • Q_р • k) + 1 = 14,93 • 0,012/(29 • 0,0146 • 0,6) = 1,7 = 2

17. Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя:

· 2850 = 12,92 м³

17. Продолжительность гидроразрыва:

t = (V_ж + V_п)/Q_р = (7,6 + 12,92) / (0,0146 · 60) = 23,4 мин.

18. Проницаемость трещины:

= 0,0006 мкм²

19. Проницаемость призабойной зоны: k_пзп =(0,0047 · 12,5 + 0,0006 · 0,001) · 10-12/(12,5 + 0,001) = 0,005 мкм²

20. Ожидаемый эффект от ГРП находим по приближённой формуле Максимовича Г.К.:

21. Дебит скважины (ожидаемый) от ГРП: Q = 9,4 · 2,6 = 24,4 т/сут.

Таким образом, дебит скважины увеличится после ГРП в 2,6 раза.



Список литературы

1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта / П.М. Усачев - М.: Недра, 1986г. - 168 с.

2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти / И.Т. Мищенко - М.: Недра, 1989. - 245 с.

3. Гавтадзе, И. Многоэтапное ГРП - Технологичное решение проблемы перетоков воды при разработке объекта ЮС2 / И. Гавтадзе // XXIV научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» НГДУ «Федоровскнефть». - 2014. - 18 с.

4. Отдел разработки НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»- Информация по Фёдоровскому нефтегазовому месторождению. - 2014.

Размещено на Allbest.ru