МУ ПР ОНГМ-22. Методические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г

• Название: Методические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г
• Дата: 08.02.2022
• Размер: 0.99 Mb.
• Имя файла: МУ ПР ОНГМ-22.docx
• Тип: Методические указания; #355046
• страница: 8 из 11

Методические указания по выполнению задачи №2

Определяем давление разрыва по формуле:
(81)

где Р_вг - вертикальное горное давление, МПа

Р_г - пластовое давление, равное 18Мпа

σ_p- давление расслоения пород (равное 1,5 Мпа)

Вертикальное горное давление определяем по формуле:
(82)
где H - глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра), м;

p_n- средняя плотность вышележащих пород, кг/м³p_n=2500кг/м³
ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на

разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.

Определим допустимое давление на устье скважины (в случае проведения процесса непосредственно через эксплуатационную колонну без установки пакера) по формуле:
(83)
гдеD_H - наружный диаметр обсадных труб, равный 16,8 см;

D_e - внутренний диаметр обсадных равный, равный 14,3см;

σ_тек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, равный 320МПа

К - запас прочности (принимаем К=1,5) h - потери напора на трение в обсадной колонне, м;

р_ж.р - плотность жидкости разрыва (принимаемр_ж.р=950кг/м³)

Р_г - пластовое давление, МПа;

L - Глубина скважины, м
Для определения потерь напора на трение в обсадной колонне необходимо знать расход жидкости через колонну (грубы) в процессе разрыва. Этот расход определяем на основе зависимости Р_{з а б} = f(Q), которую строят по фактическим данным испытания скважины на приемистость Q при различных явлениях на забое.

Это зависимость позволяет определить давление разрыва пласта (рис.5).


Рисунок 5.

Как видно из графика, при давлении 35 МПа приемистость скважины составила 1300м³ /сут и в дальнейшем она растет почти без увеличения давления. Это означает, что при давлении 35 МПа произошел разрыв пласта. Примем расход Q = 20дм³/с. Для этого расхода при вязкости жидкости =0,25 и глубине скважины 1750 м с диаметром колонны 168мм потери напора составят 75 , а для скважины глубиной Н они будут пропорционально равны.
(84)

Если полученное значение забойного давления окажется меньше, чем необходимое давление разрыва, то

Р_у = Р_{з аб} +H_pg-h_pg =Р_раз - p_g(H-h), Мпа (85)
Если подсчитанное значение устьевого давления больше допустимого значения, то ГРП необходимо проводить с установкой пакера для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.

Объем жидкости разрыва не поддается точному расчету. По опытным данным, значение его колеблется в пределах 5 - 10м³. Принимаем для каждой скважины средний объем жидкости разрыва V_р = 8м³ нефти.

Количество песка G_п , потребное для гидроразрыва, так же нельзя рассчитать. Поданным отечественной практики количество песка обычно принимают равным 10-30 тонн на один гидроразрыв. Принимаем G_п= 15т = 15000кг.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкости 5*10^-2 Па с значение ее колеблется в пределах 150 - 300кг/ м³ принимаем С = 250кг/м³.

Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости составит:

(86)

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

(87)

где d_e - внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, т.е. труб, по которым закачивают жидкость с песком (для 73-мм труб d_e = 0.06м);

к - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб (равен 1,3);

Н - глубина спуска труб, м; (т.к. трубы допущены на 10 м выше верхних отверстий фильтра).

Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения:
,
где Q-расход рабочих жидкостей, равный согласно принятой скорости их нагнетания 0,03м³ / с;

V_p - объем жидкости разрыва (V_р=8м³);

V _ж.п. - объем жидкости песконосителя (V_ж.п.=60м³)

V_пр -объем продавочной жидкости.
Число насосных агрегатов

Если принять агрегаты 4 АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,0123м³ /с (см. таблЮрчук Расчеты в добыче нефти)



- производительность одного агрегата.
Определить увеличение проницаемости призабойной скважины после гидроразрыва (допускается, что образовалась одна горизонтальная трещина в этой зоне).

Для определения увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва в случае образования одной горизонтальной трещины необходимо знать ширину трещины, радиус ее распространения и проницаемость пласта. Радиус горизонтальной трещины определяем приближенно по формуле:

, (89)

где С - эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, равный 0,02;

Q - расход жидкости разрыва, м³/мин;

µ-вязкость жидкости разрыва, Па∙с;

t, - время закачки жидкости разрыва, мин;

k - коэффициент проницаемости для рассматриваемой задачи имеем следующие данные:

С = 0,02

Q = 0,03 м³/с

k = 0,02∙10^-12 м²

µ = 0,25 Па∙с

t_p = 4,4 мин = 264с

Подставим приведенные данные в формулу:

(90)

Проницаемость созданной горизонтальной трещины определяем по формуле:

(91)

где k_т - проницаемость трещины, м²

- ширина трещины, см

Принимая равной 0,1см, получим:

м²
Проницаемость призабойной зоны определяем по формуле:
, (92)
где k_п - проницаемость пласта (k_п=0,02∙10^-12м²);

H- мощность пласта, м;

- ширина трещины, ( = 0,001м).
Подставляем эти данные в формулу (92).

Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта k_п= 0,02∙10^-12м²), то проницаемость призабойной скважины в радиусе распространения трещины увеличится в:
(93)

Таким образом, в результате создания одной единственной трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в десятки и более раз.

Проницаемость всей дренажной системы скважины вычисляют по формуле:

, (94)
где R_k - радиус контура области питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами (принимаем равным 100м);

r_c - радиус забоя скважины (r_c = 0,075м);

r_T - радиус трещины (r_T = 13м).
Определить ожидаемый прирост дебита скважины после ГРП.
Дебит скважины найдем по формуле Дюпюи:
, (95)
где Q - дебит скважины, м³/сут;

k_n - проницаемость пласта (k_n = 0,02∙1,02∙10^-12м²);

h-эффективная мощность пласта, м

ΔP-депрессия на забое
(ΔP= - =18,0-16,0=МПа), (96)
µ- динамическая вязкость нефти (принимаем равной 0,8 МПа)

Сравним посчитанные по формуле (96) значения дебитов с фактическими.

Максимальный дебит скважины после ГРП определяем по формуле Дюпюи, принимая радиус скважины равным радиусу трещины( = );
, (97)



где k_n -проницаемость пласта, м²

r_T -радиус трещины (r_T =13м)

Подставим имеющиеся данные по формуле (96),получим значения максимального дебита .

При ГРП жидкость закачивается по обсадной колонне при давлении на устье 16.95 МПа при помощи цементировочных агрегатов ЦА-320М.Для принятого темпа закачки жидкостей (q = 15 л/с) необходимое число агрегатов при одном резервном составит

N= +1 , (98)
где =5,1 л/c - производительность одного агрегата на второй скорости при p= 18,2 МПа. Следовательно , по формуле (98)
Для максимального снижения потерь напора во всасывающей части насоса при закачке вязких жидкостей с песком и для получения номинальной подачи необходимо, чтобы на приеме насосных агрегатов был напор в 0,1 - 0,2 МПа

Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидкости-песконосителя с песком применяем цементировочные агрегаты низкого давления.

Для смешивания песка с жидкостью применяем специальный пескосмесительный агрегат ЗПА, имеющий бункер на 8 т песка, и механическую лопастную мешалку

Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуществляется специальными ареометрами, шкала которых показывает концентрацию песка в кг/м²

Допустим, для доставки к скважине рабочей жидкости применены автоцистерны 4-ЦР емкостью по 10 м³. В этом обьеме рабочей жидкости может находиться во взвешенном состоянии в зависимости от вязкости жидкости 2-4 м³ песка. Эти автоцистерны имеют насосы подачей 10-20 л/c с давлением на выкиде 0,3МПа, которые служат для заполнения цистерн и для закачки жидкости и пескосмесительный агрегат.

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины после принимается радиусу трещины
n= = , (99)

где Q₂ и Q₁ - дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва,

=250 м; r_{c =} 0,075 м ; r_T=5,7 м
Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдается неучитываемый формулой небольшие потери напора.

Практическая работа № 11
Артезианское фонтанирование

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

, (5.7)

где Р_с - давление на забое скважины; Р_г, Р_тр, Р_у - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

• 
  фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование;
  
• 
  фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.
  

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине.
Фонтанирование за счет энергии газа

Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин.

Большинство фонтанных скважин работает за счет энергии газа и гидростатического давления одновременно. В таких случаях р_у<р_нас<р_заб. Таким образом в нижней части колонны труб перемещается одна фаза (жидкость), а на глубине, где давление равно Р_нас, начинается выделение газа из нефти, и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).

При эксплуатации скважин встречаются также случаи, когда имеет место неравенство р_заб<р_нас . Тогда по всей длине колонны труб движется двухфазный поток.

Состояние смеси жидкости и газа при движении по колонне подъемных труб изменяется в зависимости от соотношения объемных расходов обеих фаз, от средней скорости движения смеси и от диаметра труб. В соответствии с этим различают три режима такого движения газожидкостной смеси, между которыми имеются плавные переходы.

Первый режим характерен при движении жидкости пронизанной пузырьками газа высокого давления (режим пены); второй режим –«четочный» - создается, когда расширяющийся газ образует более или менее крупные патронные пробки, движущиеся в жидкости в виде «четок» ; третий режим характерен для больших соотношений газ/жидкость, когда газ движется сплошной массой по центру трубы, увлекая за собой капли жидкости (режим тумана).

Фонтанирование обводненных скважин ограничено в связи с недостатком энергии из нефти газа для подъема нефтегазоводяной смеси, поэтому пределы максимальной обводненности продукции скважины для условия р_заб<р_насследует рассчитать.