5.7 Расчёт технологических показателей для грп

При расчете технологических показателей необходимо определить следующие показатели:

1. Давление разрыва.

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

3. Объем жидкости разрыва.

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

5. Объем жидкости-носителя.

6. Объем продавочной жидкости.

7. Общую продолжительность процесса ГРП.

8. Тип и число необходимых насосных агрегатов.

1. Решение. Определяем давление разрыва по формуле

Р_разр = Р_вг-Р_пл+б_р

где Р_вг - вертикальное горное давление, Мпа

Р_рл - пластовое давление, Мпа

б_р - давление расслоения пород (принимаем равным 1,5Мпа)

Вертикальное горное давление определяем по формуле

Рвг = Н р_п g

где Н - глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра)

р_п - средняя плотность вышележащих пород кг/м³

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

1. 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.

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

1. 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.

1. Объем жидкости носителя определяется по формуле:

V_пр = G_п / С

1. Объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с расклинивающим материалом:

V_пр =К П d²_B H / 4

где d²_B - 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

1. Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения

t = ( V_P + V_Ж.П +V_ПР ) /Q

где Q - расход рабочих жидкостей, равный, принятой скорости их

нагнетания

V_P - объем жидкости разрыва

V_Ж.П - объем жидкости носителя

V_ПР. - объем продавочной жидкости

1. 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:

R_T = 5.08*10 ⁵C ( Q M t_P / 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:

t_Р - время закачки жидкости разрыва, мин.:

k - коэффициент проницаемости, мкм²:

Проницаемость созданной трещины определяется по формуле:

k_T = ( 10³w/12 ) 10^-12

где к_Т - проницаемость трещины, м²

w - ширина трещины, см

Проницаемость призабойной зоны определяется по формуле:

k_ПЗ = k_П h +k_T 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 k_П h ^Р

м lg R_K /r_C

где Q - дебит скважины, м³/сут

k_П - проницаемость пласта, м²

h - эффективная мощность пласта, м

R_K - 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 (r_C=r_T):

Q = 2П k_П h ^P

м 2,3lg(R_K/r_Т)

где k_П - проницаемость пласта, м²

r_T - радиус трещины

R_K - 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.

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

2. Определение ориентации трещин.

3. Расчет оптимальных параметров трещины.

4. Выявление скважин с загрязненной призабойной зоной.

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

6. Создание геолого-математической модели объекта.

7. Расчет базового варианта разработки (без проведения ГРП).

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

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

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

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

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

13. Выбор нескольких технологически эффективных вариантов.

14. 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:

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

1. расчленённость пласта;

1. 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.

1. эффективную толщину пласта, обеспечивающую окупаемость затрат на проведение гидроразрыва.

1. толщину и выдержанность экранов, отделяющих продуктивный пласт от газо- или водонасыщенных коллекторов, которая должна быть не менее 4-6 метров.

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

1. 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.