Анализ эффективности проведения ГРП на Повховском месторождении

Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле:

Рз=Рг+Бр, (2.1.)

где: Бр - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа;

Рг - величина горного давления, определяется по формуле:

Рг=Н*р*10(ехр-5), (2.2)

где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м;

р - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м3.

Давление ГРП на устье скважины Ру определяется по формуле:

Ру=Рг+Бр+Ртр- Рпл , (2.3)

где: Ртр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Рпл - пластовое давление, МПа.

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

5.3 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. Целью расчета является определение количества материалов, необходимых для проведения процесса (рабочих жидкостей, песка, химреагентов), давление на устье скважины при выбранных темпах закачки жидкости в пласт и потребной гидравлической мощности оборудования (число агрегатов, буллитов), а также концентрации песка в жидкости носителе.

Исходные данные для расчета ГРП на скважине 7082 куст 32а.

1.      Находим вертикальную составляющую горного давления

Ргв=пqLE;                                                                                                                              (5.1)

где п – плотность горных пород под продуктивным пластом, Е – модуль упругости пород (1 – 2)10-4

Ргв=26009,81238010-6=60,7 Мпа.                                                                     

Находим горизонтальную составляющую горного давления

Ргг=Ргв(/1-);                                                                                                                              (5.2)

где =0,3

Ргг=60,7 (0,3/1-0,3)=26 Мпа

В данном случае в условиях пласта образуются вертикальные трещины.

2.      Рассчитываем рабочее забойное давление при ГРП

РГРП. З=(пНр)                                                                                                                (5.3)

где  - коэффициент, учитывающий необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва (=1,2 – 1,4)

РГРП. З=(0,023х2230х9)х1,4=64,6 МПа

3.                 Расчет устьевого расчетного давления ГРП

РГРП. У=РГРП.З-Рст+Ртр;                                                                                                                (5.4)

где Рст - статическое давление столба жидкости в скважине, Р ч ст=0,0101 Мпа/м, Рст=Р ч стН, Рст=0,0101х2230=22,5 Мпа, Ртр – потери давления на трение при ГРП

                                                                                                  (5.5)

где  - коэффициент гидравлического сопротивления;

                                                                                    (5.6)

                                                                                    (5.7)

где. А - коэффициент учитывающий увеличение сопротивления вызываемого ранней турбулизацией потока вследствие наличия песка.

А=1,46

Находим число Рейнольдса

Re=4Gж/dж;                                                                                                                              (5.8)

где ж=0,285 сП – эффективна вязкость жидкости песконосителя, ж – плотность жидкости песконосителя, ж=(1-п0)+ аопо;                                          (5.9)

о – плотность основы – 1 г/см2; а – плотность расклинивающего агента, а=2,7 г/см2; по – объем его содержания в жидкости.

                                                                                                                              (5.10)

где С – массовая концентрация пропанта, С=900 кг/м3.

находим

ж=1(1-0,26)+2,7х0,25=1,42 г/см3.

Число Re при G=4 м3/мин.

Re=4х4х1,42/3,14х0,076х0,285=378>200;

Находим исправить 2617 на 2230

Потери на трение:

=4,3

Находим устьевое рабочее давление

РГРП у=46,4 МПа

Рассчитываем Ртр по градиенту потерь давления на трение:

Ртр=0,0016 МПа

Ртр=РтрН=3,5 Мпа                                                                                                                (5.11)

Найдем устьевое рабочее давление по градиенту:

РГРП у=45,6 МПа

Определим требуемую мощность для проведения ГРП:

                                                                                                                              (5.12)

N3000 кВт.

Определяем количество агрегатов потребных для проведения ГРП:

                                                                                                                (5.13)

где Ра – рабочее давление агрегата, Gа – подача агрегата при рабочем давлении, km – коэффициент технического состояния агрегата =0,8.

Для производства ГРП используем насосный агрегат Т-800 производства США. Мощностью – 2500 л/с, трех плунжерный насос с диаметром плунжера 5”, обороты двигателя на III скорости:

Ga=1,08 м3/мин, Ра=78 МПа.

46,4 вместо 42,4

Примем n=3 + 1 резерв.

Для производства ГРП требуется 4 агрегата Т-800.

Определяем объем буферной жидкости, исходя из опыта работ на данном месторождении равной 4 м3.

Для заливания применяют следующие химреагенты:

VQA – 1 – загеливатель –4кг/м3.

BXL-10 – образователь песконесущей структуры 2 л/м3, снижает гидравлическое сопротивление. Расход химреагентов ведется по полному объему жидкости. Для эффективного заполнения трещины песком с учетом инфильтрации необходимо не менее 70% жидкости-песконосителя от объема буферной жидкости.

Vж. пн=300х70/100=21 м3/мин.

Таблица 9 Рекомендуемый порядок закачки пропанта

Пропанта необходимо 22,922 т., для транспортировки пропанта в пласт потребуется 31 м3 жидкости песконосителя.

Рассчитаем объем продавки:

Н=2230 м, dвн=76 мм.

Вместимость 1 погонного метра НКТ – 0,0045 м3.

Vпродавки=(0,0045х2230)+1=11,035 м3.

Для производства ГРП на данной скважине потребуется:

Буферная жидкость – 4 м3

Жидкость песконоситель – 31 м3

продавочная жидкость – 10,4 м3

при производстве ГРП используются буллиты V=60 м3. На конец закачки в буллитах должно оставаться по 5 м3. Используются 2 буллита.

Vоб. =4+31+10,4+5+5=55,4 м3

Рассчитаем время проведения ГРП:

                                                                                                                (5.14)

t=14 мин.

При проведении ГРП создаются давления, которые могут быть опасными для эксплуатационной колонны. Поэтому в межтрубное пространство в 30 м над верхними отверстиями перфорации устанавливают пакер и опрессовывают на 6 МПа. В затрубное пространство закачивают жидкость и при помощи ЦА-320 нагнетая давление до 9 МПа, создают противодавление на НКТ и пакер.

Необходимый объем жидкости в затрубном пространстве до пакера:

Vзатр.=Vобс-VНКТ;                                                                                                                (5.15)

Vобс=dобс 2L/4;                                                                                                                (5.16)

VНКТ=dнкт 2L/4;                                                                                                                (5.17)

Vзатр.=17,17 м3.

5.4Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта

Показателем успешности применения технологии ГРП является увеличение притока продукции из обработанной скважины. Расчет этого показателя производился путем определения доли операций, характеризующихся приростом дебитов нефти после ГРП над базовым показателем относительно общего количества введенных в эксплуатацию скважин. Для определения эффективности ГРП использовался показатель степени увеличения дебита жидкости после проведения работ относительно базового уровня (кратность дебита). В качестве базового уровня использовался дебит скважины до проведения интенсификации.

Месторождение характеризуется высоким приростом дебита нефти, в то же время эффект по жидкости более выражен. Степень изменения дебита нефти добывающих скважин после интенсификации гидроразрывом пласта зависит от многих условий. Нефтенасыщенная толщина пласта в анализируемых скважинах изменяется от 1.2 м до 19.4 (в среднем 11.5м). Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин.     На 01.01.11 г. на месторождении проведено 2345 ГРП по добывающим скважинам. Объем дополнительной добычи нефти составил 7669692 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 2 - 3 раза. Успешность проведения ГРП – 93%. Расчетная продолжительность эффекта – от 4 до 7 лет, ожидаемая дополнительная добыча на скважину 11 тыс. т. На сегодняшний день для ТПП «Когалымнефтегаз» не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имевшего бы столь высокую технико-экономическую эффективность. Все обработки можно отнести к разряду неглубоких (около 5 т закрепляющего материала). Следует отметить, что выбор скважин для ГРП по горизонту БВ8 проведен в полном соответствии с предоставленными в геологической модели 95% обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта. Основной объем обработок пришелся на краевые части залежи, характеризующиеся худшими коллекторскими свойст­вами. Можно отметить, что абсолютная эффективность мето­да (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяет­ся в достаточно широких пределах. При среднем дебите нефти до обработки 7 т/сут, прирост дебита по отдельным сква­жинам достигал 100 т/сут.     Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины. Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально дос­тигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит. Так по горизонту БВ8 из 376 обработанных скважин лишь по пяти дебит после ГРП не превышал дебит до ГРП. Среднее отношение к максимальному дебиту до ГРП составило для скважин горизон­та БВ8-10 – 2,6 раза. В целом по месторождению объем обработок, по которым не был, достигнут потенциальный дебит жидкости, составляет 9% от общего объема. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны. Таким образом, эффективность работы скважины после ГРП в краевых зонах горизонта БВ8-10 в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.

Таблица 10– Плановые показатели от проведения ГРП на Повховском месторождении