Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Механизм воздействия ГРП на породы

⇐ ПредыдущаяСтр 16 из 16

Гидравлический разрыв пласта - метод механического (физического) воздействия на породу нефтяного пласта давлением нагнетаемой жидкости, достаточным для расширения и развития естественных микротрещин обычно в вертикальных плоскостях, с последующим их заполнением зернистым высокопрочным материалом - проппантом.

Основным показателем технологической эффективности гидроразрыва пласта является повышение продуктивности скважин, что обусловлено уменьшением влияния скин-эффекта и увеличением средней проводимости в результате искусственного создания протяжённого канала высокоё проницаемости.

Увеличение продуктивности скважин после ГРП определяется соотношением проницаемостей пласта и трещины и размерами трещины. Причем продуктивность не возрастает неограниченно с ростом длины трещины. Существует предельное значение длины трещины, превышение которого не приводит к росту дебита жидкости. Определение этой величины может быть осуществлено на основе расчетной методики.

Проницаемость трещины определяется в основном свойствами пропанта. При заданных значениях проницаемостей пласта и трещины можно вычислить кратность увеличения дебита скважины при различных размерах трещины гидроразрыва. Как показывают расчеты, изменение раскрытия трещины в пределах нескольких миллиметров в большинстве случаев незначительно влияет на продуктивность скважины. Определяющим параметром является полудлина трещины. Зависимости дебита скважины от длины трещины наглядно показывают существование предельной полудлины, превышение которой не дает прироста продуктивности. При определении рекомендуемых размеров трещины для каждого конкретного случая целесообразно построить аналогичные зависимости. Например, при проницаемости пласта порядка 10 мД предельная полудлина трещины составляет приблизительно 50 м, при проницаемости пласта порядка 100 мД эта величина не превышает 10 м. Следует отметить, что эти оценки получены для однородного пласта.

В неоднородном пласте может быть эффективно создание более длинных трещин, особенно если они позволяют подключить к разработке не дренируемые или слабо дренируемые зоны пласта. Для этого в каждом конкретном случае необходим анализ геологического строения пласта. Особенно следует обратить внимание на скважины, оказавшиеся внутри низкопроницаемых включений. В этом случае можно ожидать значительно более высокого эффекта от ГРП, особенно, если низкопроницаемое включение имеет сравнительно небольшие размеры. Особую актуальность в этой ситуации приобретает знание ориентации трещины, поскольку это позволит подобрать размер трещины таким образом, что бы она выходила за пределы включения. Например, расчеты, проведенные для скважины, расположенной внутри низкопроницаемого включения прямоугольной формы размером 100x300 м в элементе пятиточечной системы разработки (проницаемость пласта, включения, трещины соответственно 0,1; 0,001;80 Д) показали, что если трещина с полудлиной 100 м целиком содержится внутри включения, то дебит скважины после ГРП возрастает приблизительно в 6 раз; а если трещина тех же размеров ориентирована по-другому и на половину своей длины выходит за пределы включения, то дебит возрастает в 11,5 раз.

В случае прерывистых пластов, гидроразрыв позволит подключить к разработке не дренируемые или слабо дренируемые области пласта. В некоторых случаях ГРП в нагнетательных скважинах создаст возможность для заводнения новых пропластков, которые до этого были изолированы от нагнетания.

Определение рекомендуемой длины трещины в условиях неоднородного пласта должно осуществляться на базе детерминированной геологической модели и с учетом реального направления трещины.

При ГРП расчет сводится к определению следующих данных:

· технологических показателей процесса гидроразрыва пласта

· увеличение проницаемости призабойной зоны скважины

· ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП

 

 

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.

· Решение. Определяем давление разрыва по формуле


Рразр = Рвг-Рпл+бр

где Рвг - вертикальное горное давление, Мпа

Ррл - пластовое давление, Мпа

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

Вертикальное горное давление определяем по формуле

Рвг = Н рп g

где Н - глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра)

рп - средняя плотность вышележащих пород кг/м3

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

· 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.

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

· 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.

· Объем жидкости носителя определяется по формуле:

Vпр = Gп / С

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

Vпр =К П d2B H / 4

где d2B - 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

· Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения

t = (VP + VЖ.П +VПР) /Q

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

нагнетания

VP - объем жидкости разрыва

VЖ.П - объем жидкости носителя

VПР. - объем продавочной жидкости

· 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:

RT = 5.08*10 5C (Q M tP / 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:

tР - время закачки жидкости разрыва, мин.:

k - коэффициент проницаемости, мкм2:

Проницаемость созданной трещины определяется по формуле:

kT = (103w/12) 10-12

где кТ - проницаемость трещины, м2

w - ширина трещины, см

Проницаемость призабойной зоны определяется по формуле:

kПЗ = kП h +kT 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 kП h ^Р

м lg RK /rC

где Q - дебит скважины, м3/сут

kП - проницаемость пласта, м2

h - эффективная мощность пласта, м

RK - 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 (rC=rT):

Q = 2П kП h ^P

м 2,3lg(RK/rТ)

где kП - проницаемость пласта, м2

rT - радиус трещины

RK - 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:

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

· расчленённость пласта;

· 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.


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

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

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

· 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.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Ловинское месторождение нефти, разрабатываемое ТПП ”Урайнефтегаз”, в настоящее время разбуривается в соответствии с утвержденным «Проектом разработки…», утвержденный ТКР МНП (протокол № 6 от 31.05.93 г.). Промышленная инфраструктура на территории месторождения сформирована. Техногенные нарушения в процессе освоения и эксплуатации месторождения оказали влияние на концентрацию загрязняющих веществ на прилегающей территории не более, чем при освоении других месторождений района.

Для нанесения минимального ущерба окружающей среде необходимо:

· ввести жесткие ограничения на размещение нефтепромысловых объектов;

· максимально сократить количество нефтепромысловых объектов за счет рационального размещения и применения наиболее щадящих и современных технологий эксплуатации;

· применять наиболее надежные конструктивные и технологические решения при обустройстве промысла, особое внимание следует обратить на обеспечение безаварийной эксплуатации трубопроводных систем.

Служба экомониторинга предприятия, эксплуатирующего месторождение нефти, должна осуществлять контроль за изменениями в геологической среде, за состоянием окружающей природной среды и за состоянием промысловых систем в пределах территории месторождения.

При соблюдении вышеуказанных требований и выполнении всех мероприятий по охране окружающей среды освоение Ловинского месторождения по представленному варианту разработки нанесет

минимальный ущерб природной среде.

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


1. << Гидравлический разрыв пластов.>>

Б.Г. Логинов, В.А. Блажевич. М.,Недра,1983г

2.<<Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компоненто-

отдачи пластов >> Тюмень 2002 год

А.П. Телков, Г.А. Грачев, Г.Г. Кучеров, А.Е. Ткачев, А.Н. Пазин

3. << Практические расчёты при текущем и капитальном

ремонте скважин.>> Сулейманов.А.Б., Карантов.К.А.,

Яшин.А.Г.

4. << Гидравлический разрыв пластов.Современные

достижения в области проектирования обработки скважин

методом ГРП.>> Oilfield Review. Октябрь 1992 г.

5. <<Нефть России.>> 1997г № 7

6. <<Нефтяное хозяйство.>> 1997г №12

7. <<Нефтяное обозрение.>> Schlumberger 1996г.

8. << Отчёт о работе механизированного фонда скважин.>>

ЦДНГ-9., 2002г. 2003г.

9. <<Методические указания к курсовому проектированию

по скважинной добыче нефти.>> Тюм.И.И., 1994г

10. <<Технология повышения нефтеотдачи пластов.>>

Халимов.Э.М., Леви.Б.И., и.д.р. М., Недра, 1984г.

11. <<Геологические основы разработки нефтяных

месторождений.>>.М., Недра, 1975г.

 

12. << Методические указания к курсовому проиктированию

по разработке нефтяных месторождений.>>.

Медведев.Ю.А.- ТИИ, г.Тюмень. 1987г

13. Моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта.-М.: Недра, 1999г.

14. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом.-М., ВНИИОЭНГ.

Обзорная информация.-сер.Нефтепромысловое дело.-1985г.

15. Дияшев И.Р., Смаровозов А.А.,Гиллард М.Р. Супер-ГРП на Ярайнерском месторождении.// Нефтяное хозяйство.-2001г.№7

16. Гидроразрыв пласта: Внедрение и результаты, проблемы и решения.

 

 

⇐ Предыдущая78910111213141516





Date: 2015-12-12; view: 2866; Нарушение авторских прав


mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.029 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию