Проведенные исследования на месторождениях выявили стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей. /2/.
Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности.
При выполнении ГРП по традиционной технологии происходит проникновение трещины вглубь экранов, а при небольшой толщине экранов в кровле или подошве пласта – нарушение их герметичности. В последующем при эксплуатации скважин это приводит к прорыву воды или газа по трещине на забой и уменьшению дебитов.
2.6. Расчет параметров гидравлического разрыва пласта
Расчёт параметров закачки производится инженерной службой организации, которая производит гидроразрыв, после получения исходных параметров по скважине от геологической службы НГДУ.
Вертикальная составляющая горного давления:
Ргв = rп*g*L , (2.4)
Горизонтальная составляющая горного давления
Ргг=Ргв*n/(1-n) , (2.5)
Давление на забое
, (2.6)
Длина трещины
, (2.7)
Раскрытость трещины
W=4*(1-V2)*1*(Рзаб - Рг)/Е , (2.8)
Объемная доля проппанта в смеси
, (2.9)
Вязкость жидкости - песконосителя
mж =m *ехр(3,18*n0) , (2.10)
Остаточная ширина трещины
W1 =W* n0/(1-m) , (2.11)
Проницаемость трещины
, (2.12)
Средняя проницаемость в призабойной зоне при вертикальной трещине
K1=((π*D–W1)*k+W1*kт)/π*D, (2.13)
Плотность жидкости-пескносителя
Pж=Рн*(1-n0)+Рпр*n0, (2.14)
Число Рейнольдса
, (2.15)
Коэффициент гидравлического сопротивления
l=64/Rе, (2.16)
Потери давления на трение при Re >200
, (2.17)
Устьевое давление при гидроразрыве
Pу=Рзаб-r*g*h*L+Pтр, (2.18)
Необходимое число насосных агрегатов
, (2.19)
Объем жидкости для продавки
Vп=0,785d2L ,(2.20)
Коэффициент, учитывающий вязкость жидкости разрыва
, (2.21)
Коэффициент, учитывающий сжимаемость пластовой жидкости
,(2.22)
Кальматирующие свойства жидкости разрыва
Сw = 0,0022*, (2.23)
Sp = 0,032 * , (2.24)
Приведенный коэффициент фильтрационных утечек
, (2.25)
, (2.26)
, (2.27)
, (2.28)
Расчет устьевого давления
1. 3абойое давление разрыва
Рр=Рг+dр (2.29)
dр » З МПа - прочность породы на разрыв
2. Устьевое давление разрыва
, (2.30)
где, .
Расчет на блендере
1. Плотность смеси
, (2.31)
2. Подача проппанта
, (2.32)
3. Расход жидкости по стадиям
, (2.33)
3. Объем стадии
V´ж=V“см– V´см , (2.34)
4. Всего проппанта по стадиям
, (2.35)
(за исключением 2 и 3 стадий)
, (2.36)
5. Всего проппанта Gå =G1+G2+G3+G4+G5 (2.37)
Условные обозначения:
rп - плотность пород;
g - ускорение свободного падения;
L - глубина скважины;
n - коэффициент Пуассона;
E - модуль упругости пород;
Q - темп закачки;
m -динамическая вязкость;
Qж - объем жидкости;
G - масса проппанта на 1 м3 жидкости;
rпр - плотность проппанта;
m - пористость трещин после закрытия;
k - коэффициент проницаемости пород;
D - диаметр скважины;
rж - плотность жидкости;
rн - плотность жидкости-носителя проппанта;
d - внутренний диаметр НКТ;
Pr, - рабочее давление агрегата;
Qа - подача агрегата при рабочем давлении;
Kтс - коэффициент технического состояния агрегата. /3/.
2.6.1. Расчёт прогнозируемых показателей после проведения гидраразрыва пласта
Технологическая эффективность ГРП определяется по увеличению продуктивности скважины. Продуктивность скважины с трещиной зависит от размеров трещины и проницаемости песка в трещине.
Проницаемость песка зависит от его минералогического и фракционного состава, а также от эффективного давления. Увеличение продуктивности скважины после гидроразрыва оценивается по формуле:
Применив эти формулы оценки и принимая во внимание, что процент обводненности продукции скважины мы оставляем как и до гидроразрыва, мы получили увеличение продуктивности по 10 скважинам в среднем в 3,5 раза. Мы не учли еще тот факт, что при ранее проводимых операциях по гидроразрыву пласта обводненность продукции значительно снижалась, тем самым мы можем получить ещё больший эффект. Прогнозируемые дебиты по скважинам представлены в табл. 13.
Таблица 13
Дополнительная добыча после ГРП.
|
Скважи-на |
Текущий |
Планируемый |
||||||||||
|
2007г. |
2008г. |
2009г. |
||||||||||
|
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
|
|
4006 |
12,0 |
4,7 |
56,0 |
24 |
10,6 |
56 |
23 |
10,0 |
56 |
21 |
9,0 |
56 |
|
4025 |
7,4 |
3,0 |
54,0 |
27 |
12,6 |
54 |
26 |
11,8 |
54 |
23 |
10,7 |
54 |
|
2806 |
12,5 |
4,9 |
56,0 |
34 |
14,8 |
56 |
32 |
13,9 |
56 |
29 |
12,5 |
56 |
|
4002 |
9,0 |
7,1 |
11,4 |
17 |
15,4 |
11 |
16 |
14,5 |
11 |
15 |
13,0 |
11 |
|
2805 |
7,5 |
3,2 |
52,7 |
17 |
7,9 |
53 |
16 |
7,4 |
53 |
14 |
6,7 |
53 |
|
2792 |
31,4 |
12,0 |
57,0 |
50 |
21,7 |
57 |
47 |
20,4 |
57 |
43 |
18,4 |
57 |
|
2758 |
13,6 |
5,0 |
58,4 |
44 |
18,4 |
58 |
41 |
17,3 |
58 |
37 |
15,6 |
58 |
|
2814 |
52,0 |
23,5 |
49,2 |
76 |
38,8 |
49 |
71 |
36,5 |
49 |
64 |
32,8 |
49 |
|
3786 |
14,8 |
4,3 |
67,4 |
28 |
9,2 |
67 |
26 |
8,6 |
67 |
24 |
7,8 |
67 |
|
2817 |
37,7 |
18,4 |
45,1 |
63 |
34,6 |
45 |
59 |
32,5 |
45 |
53 |
29,3 |
45 |
|
Итого прирост нефти |
35734 |
31704 |
25391 |
|||||||||
|
всего |
92 828 |
|||||||||||
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26
