Федеральное агентство по образованию ГОУВПО

«Самарский Государственный Технический Университет»

Нефтетехнологический факультет

Методические указания к лабораторной работе по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин

Расчет ГРП, выбор рабочих жидкостей и

необходимого технологического оборудования

Самара 2010

1.1 Общая характеристика технологии грп. Выбор и подготовка скважины.

ГРП – технологический процесс увеличения проницаемости прискважинной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин.

Гидравлический разрыв пласта в сочетании с другими методами в настоящее время является наиболее эффективным мероприятияем по освоению и увеличению приемистости, нефтеотдачи пластов. Сущность этого процесса заключается в том, что на забое скважины при закачке вязкой жидкости создаются высокие давления, а в большинстве случаев в 1.5-2 раза превышающие гидростатические, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины. В эти трещины закачивают отсортированный крупнозернистый песок, который не дает трещинам полностью сомкнуться после снятия давления. Образованные вновь или увеличенные старые трещины соединяясь, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать несколько десятков метров.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

1. для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

2. для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

3. для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважины;

4. для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

В настоящее время различают в основном три технологических решения ГРП: однократный, многократный и направленный (поинтервальный) разрыв пласта. Перечисленные варианты и разновидности ГРП применяются как самостоятельно, так и в сочетании друг с другом.

1.1.1 Выбор и подготовка скважины

Технологический процесс ГРП включает следующие операции: выбор объекта (пласта, скважины), подготовительные работы, разрыв пласта (образование трещин), крепление трещин и заключительные работы.

I. Выбор объекта.

Гидравлический разрыв можно проводить в пластах с различной проницаемостью. Наиболее эффективен гидравлический разрыв в пластах с низкой проницаемостью – от долей миллидарси до нескольких десятков миллидарси. В условиях литологической неоднородности пласта по площади гидравлический разрыв необходимо проводить в первую очередь в тех зонах, проницаемость которых ниже средней проницаемости по пласту.

При выборе объектов для ГРП необходимо учитывать степень истощенности отдельных тиктонических полей и зон пласта (остаточный запас нефти и пластовое давление). При учете этих двух факторов возможны три случая:

а) при больших остаточных запасах нефти пластовое давление сохранилось на относительно высоком уровне;

б) остаточные запасы нефти высокие, но пластовое давление резко снизилось;

в) остаточные запасы нефти и пластовые давления низки, т.е. пласт истощен.

Гидравлический разрыв пласта рекомендуется проводить в следующих скважинах:

-давших при опробировании слабый приток нефти;

-с высоким пластовым давлением, но низкой проницаемостью коллекторов;

-с загрязненной призабойной зоной;

-имеющих заниженный дебит против окружающих;

-с высоким газовым фактором;

-в нагнетательных с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу;

-в нагнетательных с низкой приемистостью.

Гидравлический разрыв пласта не рекомендуется проводить в скважинах: -технически неисправных (нарушен фильтр, смята колонна);

-расположенных вблизи водонефтяного или газонефтяного контура, во избежание преждевременного обводнения нефтяных скважин или прорыва газа.

При выборе скважин для гидравлического разрыва пластов учитывают результаты проведенных тампонажных и изоляционных работ. В случае недостаточной высоты подъема цемента за колонной или некачественно проведенных работ проводить гидроразрыв не следует.

II. Подготовительные работы.

Все скважины, выделенные для ГРП, предварительно исследуют: определяют пластовое и забойное давления, дебит скважины, газовый фактор, процент содержания воды и нефти, фракционный состав песка, выносимого из пласта. Устанавливают коэффициент продуктивности и поглотительной способности скважины путем нагнетания нефти в пласт. Поглотительную способность и давление поглощения необходимо знать для определения вязкости жидкости разрыва и темпа ее закачки, а, следовательно, количества и мощности агрегатов, необходимых для осуществления процессов. Перед ГРП снимают кривую естественной радиоактивности пород для сопоставления с кривой радиоактивного гамма-каротажа, проведенного после гидроразрыва и определения вероятного местоположения трещин.

Процесс разрыва пласта начинается с установления зависимости приемистости скважины от давления нагнетания жидкости. Таким образом, путем увеличения темпов нагнетания жидкости снижают зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси.

По данным о нагнетательной способности скважины до и после разрыва определяют количество жидкости и давление, необходимое для проведения разрыва, и узнают об изменении проницаемости пластов призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффициент приемистости скважины увеличивается в 3-4 раза по сравнению с начальным.

Когда разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей минимальной фильтруемостью.

По полученным данным исследования скважины составляют план работ. В этом плане приведены геолого-эксплуатационные данные по скважине и предусмотрена технологическая схема работ:

а) глубина спуска и диаметр НКТ;

б) применение пакера, якоря, местоположение установки их относительно фильтра;

в) объем и качество жидкости разрыва и песконосителя (вязкость, фильтруемость);

г) количество и тип продавочной жидкости (нефти и воды);

д) количество и фракционный состав песка, концентрация его в жидкости; при использовании двух или трех фракций песка указывается количество каждой фракции и последовательность их закачки;

е) ориентировочная величина ожидаемого давления разрыва;

ж) количество и мощность агрегатов, необходимых для осуществления процесса;

з) последовательность работ и темп закачки жидкости разрыва, песконосителя и продавочной жидкости.

Если в результате исследования скважины выявлены признаки тесного сообщения ее с пластом (наличие песчаной пробки, засорение призабойной зоны), то перед ГРП следует провести мероприятия по очистке забоя и призабойной зоны скважины (промывки, кислотные обработки, прострелы фильтра, ГПП). Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который разобщает фильтровую зону пласта от ее вышележащей части, вследствие чего создаваемое давление насосами передается только на фильтровую зону и нижнюю поверхность пакера.

Длина хвостовика определяется величиной зумпфа скважины и мощностью обрабатываемого пласта. Пакер устанавливают на 5-10 м выше верхних дыр фильтра (отверстий перфорации) с учетом кавернограммы, снятой до спуска обсадной колонны против плотных непроницаемых пород (глина, известняк и т.д.).

Посадку и опрессовку пакера и труб на герметичность проводят заблаговременно. После спуска труб на устье скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, рассчитанное на соответствующее давление и допускающее присоединение насосных агрегатов к НКТ и затрубному пространству, а также спуск глубинных измерительных приборов. Устьевое оборудование предусматривает герметизацию межтрубного пространства крестовиной и устьевым сальником, а насосно-компрессорных труб – задвижкой высокого давления. Устьевую арматуру и обвязку насосных агрегатов опрессовывают.

Допустимое устьевое давление обычно оценивают по давлению разрыва пород и гидравлическим потерям в трубах. Величина устьевого давления в конечном счете определяется техническими возможностями насосных агрегатов и прочностными характеристиками труб.

Давление на устье скважины определяют: р_у = р₃ – р_г- ∆р, где

р_у – давление на устье скважины

р₃ – забойное давление, при котором происходит разрыв или расслоение пород пласта

р_г – гидростатическое давление столба жидкости в скважине

∆р – гидравлические потери в трубах.

Входящие в формулу величины зависят от различных параметров. Так, забойное давление, необходимое для разрыва или расслоения пород, как указывалось выше, превышает гидростатическое в 1.5-2 раза и может быть определено по формуле: р₃ =0.2 Нρ_в, где

Н – глубина скважины, м

ρ_в – плотность воды, г/смз

Гидростатическое давление столба жидкости в скважине зависит от плотности смеси, глубины скважины и определяется по формуле: р_г= 0.1 Нρ_см, где:

ρ_см – средняя плотность смеси жидкости с песком, которая зависит от плотности жидкости песконосителя и концентрации песка в ней. Величину ρ_см можно определить из графика рис.3.1

плотность жидкости, г/см³

Рис.3.1Зависимость плотности смеси жидкости с песком от

плотности исходной жидкости и концентрации в ней песка

Гидравлические потери, возникающие при движении жидкости по трубам, зависят от многих параметров и определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

∆р=82.5 λρ_см Q²L/d³

Q – распад смеси, л/с

L – длина колонны труб, м

d³ – внутренний диаметр труб, см

λ – коэффициент сопротивления

Коэффициент сопротивления определяется по числу Рейнольдса. Параметр Рейнольдса вычисляют по формуле:

R_е=785Qρ_cм

η_см^d

η_{cм -} эффективная вязкость смеси в П_з, зависящая от вязкости исходной жидкости и концентрации песка в ней.

При значении R_е≤200 коэффициент сопротивления определяют по формуле:

λ = 64/R_е+ 1.16 ,

где L и d в метрах

При значении R_е=200-1000 коэффициент сопротивления оценивают по формуле:

λ = а (64/R_е + 1.16 d/Н),

где а – коэффициент, учитывающий увеличение сопротивления, вызываемое ранней турбулизацией потока вследствие наличия песка.

Значения коэффициента а в зависимости от концентрации песка в смеси в табл. 3.1

Зависимость коэффициента а в зависимости от концентрации песка в смеси. Таблица 3.1

Концентрация песка, кг/м^3	Величина коэффициента а при Rе равном
	200	400	600	800	1000
130	1,017	1,13	1,23	1,79	1,32
280	1,05	1,29	1,42	1,49	1,52
450	1,12	1,42	1,53	1,58	1,62
625	1,15	1,46	1,57	1,62	1,64

При числе R_е>1000 течение будет турбулентным и коэффициент сопротивления определяется по формуле:

λ = 0,3164/ ⁴√ R_е

Расположение поверхностного оборудования насосных агрегатов, пескосмесителей, емкостей для жидкости, нагнетательного коллектора и обвязки их должно обеспечивать безопасность работ и бесперебойное нагнетание рабочих агентов в скважину.

Процесс гидроразрыва начинают с закачивания жидкости разрыва при испытательном числе подключенных насосных агрегатов к скважине, в результате чего давление постепенно увеличивается и по достижении определенного значения происходит разрыв пласта. Момент разрыва характеризуется резким спадом давления и увеличенным распадом нагнетаемой жидкости.

После разрыва пласта, не снижая темпов закачки, переходят ко второму этапу – подаче в трещину жидкости - песконосителя с песком. Жидкость- песконосителя с песком задавливают в трещину продавочной жидкостью при максимальном давлении и с максимальной скоростью закачки. Последняя порция песка в количестве 100-150 кг должна содержать радиоактивные вещества, чтобы в дальнейшем можно было при помощи гамма-каротажа проверить зоны поглощения песка.

В качестве продавочной жидкости для нефтяных скважин используют нефть, а для нагнетательных – воду. Количество продавочной жидкости должно быть равно емкости колонны труб. После продавки устье закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор, пока давление не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.