РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГРП

Расчет давления гидроразрыва пластов

 

Фирмой «Fr ас m а st е r» путем закачки меченых атомов установлено, что при ГРП на глубинах более 1000 м образуется вертикальная трещина. Поэтому для аналитической оценки давления начала образования трещины и ее распространения можно воспользоваться формулой

    (7.1)

где n - коэффициент Пуассона породы пласта;

g – ускорение свободного падения, м/с²; (g =9.8 м/с²)

Н – глубина залегания середины продуктивного пласта, м;

r _п – среднее значение плотности породы, залегающей от поверхности до подошвы пласта, кг/м³; (r _п – 2600 кг/м³)

Р_пл – пластовое давление, Па;

Е – модуль Юнга, Па;

g - удельная поверхностная энергия, Дж/м²;

L _тр – полудлина трещины, м;

                         (7.2)

                                   (7.3)

a _б – постоянная Биотта; (α_б = 0,8.)

С_т – сжимаемость матрицы;

С_п – сжимаемость породы.

При расчете давления гидроразрыва пласта для условий газоконденсатных залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений с достаточной степенью точности можно принять следующие величины параметров, входящих в формулу (1): средняя плотность породы r _п – 2600 кг/м³; удельная поверхностная энергия g для песчаника 400 – 600 Дж/м²; постоянная Биотта а_б – 0,8. Величину модуля Юнга Е и коэффициент Пуассона n можно оценить по формулам (4) и (5) для условий Западной Сибири

Е = [2,02 + 0,002 – Н – 1,33 т – 3,7 т² – lg (К_пр)] × 10⁴; (4)

n = 0,531 – 0,1 Н – 0,207 × т – 0,192 lg (К_пр) × т²,  (5)

где Н – глубина залегания, км;

т – пористость, доли единиц;

К_пр - проницаемость, мм².

Приведенные формулы применимы для глубин Н = 1,7 ¸ 3,3 км и проницаемостей К_пр = 1 ¸ 1000 мм².

Давление, оцененное аналитическим путем, может существенно отличаться от истинного, так как физические свойства породы пласта недостаточно изучены. Поэтому на первой стадии внедрения ГРП следует уточнить давление ГРП экспериментальным путем.

Задача 7.1

Рассчитать давление ГРП для условий указанных в таблице соответствующего варианта.

Таблица 7.1 – Числовые данные условий по вариантам

№ Варианта	H , км	PПЛ, МПа	L тр, м	g , Дж/м2	Кпр, мм2
1	1,7	15	0,1	400	26
2	1,8	15,5	1,0	420	250
3	1,9	16	2,5	440	500
4	2,0	16,5	5,0	460	750
5	2,1	17	7,5	480	900
6	2,2	17,5	10,0	500	17
7	2,3	18	12,5	530	300
8	2,4	18,5	0,1	560	600
9	2,5	19	1,0	590	850
10	2,6	19,5	2,5	600	950

Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном

Коллекторе

Гидродинамическая система пласт-трещина моделируются как двухпроницаемая система: трещина – высокопроницаемая система (ВПС), пласт – низкопроницаемая система (НПС), форма трещины представлена на рисунке 2.1. Из пласта флюид перетекает в трещину, а из трещины к забою скважины, следовательно, определяющим параметром эксплуатации скважин после ГРП является приток флюида Q из НПС в ВПС.

Приток жидкости определяется по формуле:

 

                                                                                        (7.4)

 

где: S – площадь полутрещины;

V – скорость перетока из пласта в трещину, определяется по формуле:

 

 

                    V=2                                     (7.5)

Где                                                      

                                               (7.6)

 

k₂-коэффициент проницаемости пласта; μ динамическая вязкость флюида;          χ - коэффициент пьезопроводности пласта; L – размер зоны дренирования, зависящий от строения залежи; P0 – давление на границе залежи; P1(x,t) – давление в трещине, t1 – время достижения границы зоны дренирования.

 

                                                (7.7)

 

Будем считать, что фильтрация в пласте и в трещине прямолинейно- параллельная. Пусть давление в трещине распределяется по закону:

 

                             (7.8)

где: l – длина трещины. Высота трещины изменяется по закону:

 

                                                       (7.9)

 

где: h(x) – высота трещины в произвольном сечении, h 2 – высота трещины на забое скважины, h 1 – высота окончания трещины.

Рисунок 7.1 – Форма трещины  ГРП.

 

                                                                                              (7.10)

 

Подставляя (2.2), (2.4), (2.5), (2.6) в (2.1), после интегрирования получим

 

При t≤t 1 экспонента равна единице, t 1 - время достижения давления в НПС. Формула (2.8) справедлива для определения дебита после ГРП в замкнутой залежи. В случае незамкнутой залежи экспонента равна 1. С ростом t дебит скважины уменьшается.

Задача 7.2

Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L=200 м, k1=25 мД = 25×10^-15 м² – проницаемость первого прослоя,                      k2=5 мД=5×10^-15м² – проницаемость второго прослоя, β*=1,5∙10^-10 1/Па коэффициент упругоемкости пласта), μ=2∙10^-3 Па∙с, h1=8 м, h2=10 м,               Р 0=24 МПа, Р с=12 МПа, l= 60 м. Указание: при подсчете дебитов по формуле (2.8) учесть, что прослоев два; определить коэффициенты пьезопроводности для каждого пропластка, параметры λ1 и значения t 1 – времен достижения границы зоны дренирования.

Ответ

Для первого высокопроницаемого прослоя Q 1=72,6м3/сут., для второго Q 2=14,5м3/сут. при условии t<=t1=0,44 cут. Суммарный дебит равен 87,1м3/сут.

 

Варианты для самостоятельного решения задачи 7.2

№	L	k1	k2	β	μ	h1	h2	P0	Pc
1.	100	15	3	0,5	0,3	1	10	25,5	10	79
2.	110	16	4	0,6	0,4	1,2	10,1	25,6	10,1	79
3.	120	17	5	0,7	0,5	1,4	10,2	25,7	10,2	78
4.	130	18	6	0,8	0,6	1,6	10,3	25,8	10,3	77
5.	140	19	7	0,9	0,7	1,8	10,4	25,9	10,4	76
6.	150	20	8	1	0,8	2	10,5	26	10,5	75
7.	160	21	9	1,1	0,9	2,2	10,6	26,1	10,6	74
8.	170	22	10	1,2	1	2,4	10,7	26,2	10,7	73
9.	180	23	11	1,3	1,1	2,6	10,8	26,3	10,8	72
10.	190	24	12	1,4	1,2	2,8	10,9	26,4	10,9	71
11.	200	25	13	1,5	1,3	3	11	26,5	11	70
12.	210	26	14	1,6	1,4	3,2	11,1	26,6	11,1	69
13.	220	27	15	1,7	1,5	3,4	11,2	26,7	11,2	68
14.	230	28	16	1,8	1,6	3,6	11,3	26,8	11,3	67
15.	240	29	17	1,9	1,7	3,8	11,4	26,9	11,4	66
16.	250	30	18	2	1,8	4	11,5	27	11,5	65
17.	260	31	19	2,1	1,9	4,2	11,6	27,1	11,6	64
18.	270	32	20	2,2	2	4,4	11,7	27,2	11,7	63
19.	280	33	21	2,3	2,1	4,6	11,8	27,3	11,8	62
20.	290	34	22	2,4	2,2	4,8	11,9	27,4	11,9	61
21.	300	35	23	2,5	2,3	5	12	27,5	12	60
22.	310	36	24	2,6	3,4	5,2	12,1	27,6	12,1	59
23.	320	37	25	2,7	2,5	5,4	12,2	27,7	12,2	58
24.	330	38	26	2,8	2,6	5,6	12,3	27,8	12,3	57
25.	340	39	27	2,9	2,7	5,8	12,4	27,9	12,4	56

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам/              С.И. Иванов – М.: «Недра-Бизнесцентр», 2006 – 565с.

2. Лушпеев В.А., Основы разработки нефтяных и газовых месторождений/ В.А. Лушпеев, В.М. Мешков, Г.К. Ешимов – Тюмень, 2011. – 245с

3. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов/  М. Л. Сургучев – М.: Недра, 1985. – 308с.

4. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов /  Б.М. Сучков   – Москва-Ижевск: «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. – 688 с.

5. Юшков И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк,                П.Ю. Илюшин. – Пермь: «ПНИПИ», 2013. – 177 с.

Базы данных, информационно-справочные и поисковые системы

1. http://educon.tsogu.ru- система поддержки дистанционного обучения.

2. http://elib.tsogu.ru/ - электронная библиотечная система eLib.

3. http://educon.tsogu.ru – электронная библиотечная система издательство «Лань»

 

Учебное издание

 

 

Янукян Арам Погосович

 

 

⇐ Предыдущая20212223242526272829

Поделиться: