Главная страница
Навигация по странице:

  • 3.6 Расчет процесса ГРП для условий пласта А

  • Характеристики скважин и необходимые исходные данные приведены ниже.

  • Обозначение №285 №296

  • Методичка к лаб ГРП. Методические указания к лабораторной работе по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин


    Скачать 2.9 Mb.
    НазваниеМетодические указания к лабораторной работе по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
    АнкорМетодичка к лаб ГРП
    Дата27.03.2023
    Размер2.9 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлаМетодичка к лаб ГРП.doc
    ТипМетодические указания
    #1017398
    страница4 из 8
    1   2   3   4   5   6   7   8


    Несмотря на разную геометрию трещины технологические параметры ГРП (объем жидкости разрыва, количество проппанта), рассчитанные по всем методикам программы Майера, получились или равными, или сравнительно близкими. Поэтому при проектировании технологии ГРП возможно применение всех трех методик, моделирующих вертикальную трещину. Здесь единственным ограничителем является градиент разрыва экранирующих пород, т.е. градиент разрыва продуктивного пласта не должен превышать градиент разрыва экранов, в противном случае при проектировании ГРП по любой методике можно получить обводнение скважины после операции ГРП.

    3.5.1 Анализ пространственной модели, использованной в ООО «Фил-ОрАм»

    В настоящий момент для оценки соответствия проектных и фактических характеристик трещины после ГРП предложены два весьма простых метода исследования, которые можно реализовать на практике. Один из этих методов состоит в закачке радиоактивных веществ (изотопов), а второй – стандартный метод снятия кривой восстановления давления (КВД) в закрытой скважине после проведения ГРП. С помощью радиоактивных изотопов определяется реальная высота трещины (ее интервал), а по КВД определяется радиус зоны изменения проницаемости пласта вокруг скважины.

    Изменение угла наклона участка линеаризованной кривой (в полулогорифмических координатах – р-Lgt) дает возможность определить время, при котором изменяется характер нарастания забойного давления. Величина приведенного радиуса:

    R=1.5

    Н – коэффициент пъезопроводности пласта

    t – время изменения угла наклона преобразованной КВД.

    В силу организационных причин на промыслах ОАО «Оренбургнефть» КВД в скважинах после ГРП снимаются нечасто. Поэтому судить об адекватности параметров проектной и реальной трещины практически не представляется возможным. Однако проверить технологический прогноз можно сопоставив фактические и проектные устьевые давления.

    Соотношения между проектируемыми и фактическими давлениями было следующими:


    1. проектируемое давление нагнетания жидкости разрыва в 18 операциях было меньше фактического и 8 – больше;

    2. проектируемое давление нагнетания жидкости разрыва с проппантом или кислоты было наооборот больше в 16 операциях (в 10 меньше);

    3. потери давления на трение проектировались с меньшими в 16 операциях (в 10 большими);

    4. и наконец, давление после остановки насоса в 16 операциях проектировалось меньше фактического (в 10 операциях больше).

    Последнее соотношение показывает, что фактическое забойное давление при нагнетании жидкости разрыва в 16 операциях было выше проектного:

    рстр = ргс + рi siрi

    рстрзабойное давление при трещинообразовании

    ргс – гидростатическое давление жидкости в трубах

    рi siрi – устьевое давление после остановки насосов при рuc=р оно равно:

    рi siрi = r – pл) + Ợр

    Ợр - предел прочности породы на разрыв

    Высокие забойные давления свидетельствуют о большой прочности пород и их меньшей проницаемости по сравнению с расчетами. Это означает, что реальная трещина получается длинной и узкой. Увеличение длины трещины ведет к увеличению ее высоты и тогда возрастает вероятность порыва экранов и обводнения продуктивного пласта после ГРП. Кроме того, узкие щели труднее закрепить, поскольку при высоких концентрациях проппанта и высоких скоростях закачки здесь возникают большие гидравлические сопротивления.

    При обратной ситуации, т.е. когда фактические забойные давления меньше проектных, трещины формируются короткими и широкими. Видимо в технологическом отношении это не приводит к негативным последствиям, но проектируемого увеличения дебита в этом случае не достигается, т.к.
    эффективность ГРП существенно зависит от длины трещины разрыва.

    По фактическим данным в большинстве операций зафиксирован «скачок давления», который был особенно частым при ГРП с проппантом, т.е. при закачивании высоковязких жидкостей разрыва. Здесь превышение давления разрыва над давлением нагнетания (рmin) составило 8÷40% при среднем 22%. При ГРП оно было значительно меньшим - 2÷5%, но по ряду скважин оно составило 12.2-17.8% при среднем 13.8%. Вместе с тем в некоторых операциях этот «скачок давления» отсутствовал. Однако гидроразрыв происходит и при отсутствии падения давления. Он характерен для пород с большим структурным ослаблением, т.е. для трещиноватных пород.

    В плотных породах, наоборот, структурное ослабление незначительное, поэтому здесь для инициации трещины (начального разрыва пласта) требуются большие усилия.

    По методике Майера расчет устьевых и забойных давлений, а также требуемой гидравлической мощности, начинается с момента развития трещины. В используемой ООО «Фил-ОрАм» форме MFRAC-П эти давления названы рmin. Величина наибольшего устьевого давления в конце операции соответствует прокачиванию геля с проппантом и соляной кислоты, в MFRAC-П – это давление рmin .
    Вывод: Выполнение расчетов по методике Майера показали ее удовлетворительное согласование проектных и фактических технологических показателей технологии ГРП. Поэтому она была выбрана для расчета ГРП Покровского месторождения пласта А3.

    3.6 Расчет процесса ГРП для условий пласта А3 Покровского месторождения.

    В соответствии с заданием нами выполнены технологические расчеты процесса ГРП для характерных добывающих скважин пласта А3 Покровского месторождения, скважин № 641 и 217.

    Характеристики скважин и необходимые исходные данные приведены ниже. Таблица 3.9

    Показатель


    Обозначение

    285

    296

    Глубина скважины, м.

    L


    1573,4

    1551,5

    Диаметр по долоту, м.

    D


    0,25

    0,273

    Вскрытая толщина пласта, м.

    h

    18

    8

    Средняя проницаемость, 10-12м2.

    k

    0,08

    0,05

    Модуль упругости пород, МПа.

    E

    104

    104

    Коэффициент Пуассона

    v

    0,3

    0,3

    Средняя плотность пород над продуктивным пластом, кг/м3.

    p

    2600

    2500

    Плотность нефти, кг/м3

    p

    840

    860

    Плотность пластовой воды, кг/м3

    p

    1160

    1160

    Обводненность, %

    n

    32

    32

    Плотность жидкости разрыва, кг/м3

    p

    930

    900

    Содержание песка на 1 м3 жидкости-песконосителя, кг/м3

    G

    300

    400

    Фракции кварцевого песка, мм.




    0.8-1.2

    0.8-1.2

    Темп закачки, л/с.

    Q

    12

    12

    Вязкость жидкости разрыва, мПа*с

    μ

    200

    200
    1   2   3   4   5   6   7   8


    написать администратору сайта