|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Проектирование ГРП на визейском объекте
Мишкинского месторождения Подбор кандидатов на проведение ГРП [16] включает три основных этапа. Этап I. Расчет потенциала уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ГРП и создание ранжированного списка кандидатов. Основной источник информации и инструмент для работы «Технологический режим работы скважин по состоянию на текущий месяц». Порядок выполнения работ: – Проверяются текущие параметры работы, представленные в технологическом режиме. При необходимости проводиться уточнение параметров работы скважины. – Определяется целевое забойное давление. – Выполняется ранжирование кандидатов по расчетному приросту дебита нефти от ГРП. – Исключаются кандидаты с расчетным приростом дебита нефти меньше минимального, определенного с учетом экономической эффективности согласованного с КНТЦ и утвержденного ДГЛРМ. Этап II. Анализ геологии и текущего состояния разработки. Основные инструменты: геологическая и гидродинамическая модели месторождения/участка, а также принятые в Компании программы для анализа разработки («Анализ ГТМ», «ГИД», СМД). Порядок выполнения работ: – Проводится анализ геологии. Выполняется выборка рискованных кандидатов по геологическим причинам (риск прорыва в водо- или газонасыщенный горизонт, близкий контур ВНК, близость нагнетательной скважины и т.д.). – Делается анализ состояния остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на скважину с учетом сложившейся системы разработки. – По результатам анализа геологии и запасов подготавливается список скважин на исключение из кандидатов на проведение ГРП с обоснованием причин по каждой скважине. После согласования с КНТЦ/ДГЛРМ производится их исключение и списка кандидатов. – Проводится анализ компенсации по ячейкам, на скважинах которых планируется проведение ГРП. В случае текущей компенсации менее 100%, отрабатываются геолого-технические мероприятия по оптимизации работы системы ППД. Этап III. Анализ технического состояния скважины и подбор оборудования для проведения ГРП. Основные инструменты: принятые в Компании программы для подбора оборудования («SubPump»), а также паспорта скважин, «СМД». Порядок выполнения работ: – Выполняется анализ технического состояния колонны. После согласования с КНТЦ/ДГЛРМ проводится исключение кандидатов с существенными нарушениями колонны или цементного камня – Выполняется подбор оборудования, с целью достижения целевого забойного давления (минимально возможное забойное давление, обеспечивающее максимальный дебит жидкости при стабильной работе оборудования). Подбор оборудования осуществляется в соответствии с утвержденным регламентом подбора оборудования.
Рис.6. Карта остаточных запасов визейского объекта на 01.01.2009г Скважины кандидаты на проведение ГРП 1305, 1450, 520, 1537 Результатом подбора кандидатов должен быть ранжированный по планируемым приростам дебита нефти список скважин-кандидатов на проведение ГРП. Участки залежи со скважинами, рекомендованными для стимуляции гидроразрывом пласта (рис.6), характеризуются сложным геологическим строением. Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади, ни по разрезу. В большой степени распространены вклинивания плотных слабопроницаемых пород. В таких условиях начальные дебиты в скором времени начинают падать. Так же по этим причинам значительная часть запасов на сегодняшний день не выработана. Скважина 1305 Скважина в августе 2009 года, переведена на визейскую залежь с нижележащего турнейского объекта. Скважина расположена в западной части залежи. Текущий уровень ВНК предполагается на отметке -1314, 0 м.
Таблица 18 (продолжение)
Рис. 7. Карта текущего состояния разработки (скв. 1305)
Рис.8. Карта остаточных запасов (скв.1305)
Рис.9. Геологический профиль (скв.1305)
Рис.10. Карта текущей разработки (скв.1450)
Рис.11. Карта остаточных запасов (скв.1450)
Рис.12. Геологический профиль (скв.1450)
Таблица 20 (продолжение)
Рис.13. Карта текущей разработки (скв.1537)
Рис.14. Карта остаточных запасов (скв.1537)
Рис.15. Геологический профиль (скв.1537)
Рис.16. Карта текущей разработки (скв.520)
Рис.17. Карта остаточных запасов (скв.520
Рис.18. Геологический профиль (скв.520)
На примере скважины 1305 составим план проведения гидроразрыва пласта, выберем проппант, рабочую жидкость и определим показатели процесса Применительно к геолого-эксплуатационным условиям скважины 1305 выбираем технологическую схему направленного ГРП. При ГРП под воздействием окажется интервал 1294, 1 – 1299, 8 м т.к. находится на достаточном удалении от ВНК и имеющий лучшие добывные возможности, чем текущая продуктивность. При расчете технологических параметров ГРП можно руководствоваться методиками, описанными в «справочном руководстве по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» под общ. ред. М.К. Гиматудинова [8] и учебном пособии И.Т. Мищенко «скважинная добыча нефти» [9].
Таблица 22 Исходные данные для расчета ГРП на скв.1305
1. Вертикальная составляющая горного давления: Ргв = Нgρ п (4) Ргв = 1300*9, 8*2500*10-6 = 31, 9 МПа 2. Горизонтальная составляющая горного давления: Рг = Ргв*ν /(1-ν ) (5) Рг = 31, 9*0, 25/(1- 0, 25) = 10, 6 МПа В подобных условиях при ГРП следует ожидать образование вертикальной трещины. При подготовке к ГРП для закачки жидкости в скважину спускается колонна НКТ диаметром 89 мм. Затрубное пространство (обсадная колонна и НКТ 89 мм) герметизируется установленным в зоне ГРП пакером. Установка пакер а проверяется опрессовкой затрубного пространства водой на рабочее давление обсадной колонны через ЦА-320. Устье скважины для проведение ГРП оборудуется двумя задвижками " Хамера" (рабочая и дублирующая). 3. Давление разрыва пласта на забое: Рзаб = Ргв - Рпл + σ р (6)
где Рпл = 14, 2 МПа – пластовое давление; σ р = 1, 5 МПа – давление расслоения пород. Рзаб = 31, 9 – 14, 2 + 1, 5 = 19, 2 МПа Для осуществления разрыва и переноса закрепляющего трещину материала используется специальная жидкость на основе гуаровой смолы. В воде молекулы гуара гидратируют и разбухают с увеличением диаметра и длины. Гидратированные нити переплетаются и препятствуют движению, что приводит к возрастанию вязкости раствора. В качестве реагента – сшивателя добавляется бор [в форме В(ОН)4]. Жидкость характеризуется повышенными физическими характеристиками: плотность 1, 18 – 1, 24 т/м3, вязкость 120 – 150 мПА*с, коэффициент консистенции 0, 8. Жидкость эффективно поддается воздействию существующих деструкторов, которые понижают вязкость, способствуя более эффективной очистке остаточной жидкости после завершения ГРП. Эффективная проводимость упакованной проппантом трещины в основном зависит от давления закрытия трещины и степени очистки проппантной пачки от геля. Выбор расклинивающего агента зависит от величины закрытия трещины, (которая приблизительно равна напряжению смыкания трещины минус пластовое давление), в нашем случае давление закрытия трещины может быть 19, 2 МПа. Таким образом, керамический проппант плотностью 3200 кг/м3 является приемлемым материалом для поддержания необходимой ширины раскрытия трещины. При проектировании гидравлического разрыва пласта необходимо получить от сервисных компаний (или от независимой лаборатории) данные по проницаемости, полученные за продолжительный промежуток времени и использовать их вместо обычно публикуемых данных, полученных за короткий период. Проппант типоразмером 16/30 был выбран для проведения ГРП с целью достижения максимальной проводимости трещины. 4. Длина трещины: xf = [(VжE)/(5, 6(1-n2)h(Рзаб-Рг))]1/2 (7)
где Vж = 20 м3 – объем жидкости разрыва, принятый для данной скважины по опытным данным. xf = [(20*4, 2*104)/(5, 6*(1 – 0, 252)*5*(19, 2 – 10, 6))]1/2 = 61 м 5. Максимальная ширина (раскрытость) трещины: wf = [4(1 – ν 2)* xf *(Рзаб – Рг)]/Е (8) wf = [4(1 – 0, 252)*61*(19, 2 – 10, 6)]/4, 2*104 = 0, 041 м = 4, 1 см 6. Определим распространение жидкости – песконосителя в трещине: xf1 = 0, 9* xf (9) xf1= 0, 9*61 = 54, 9 м 7. Средняя остаточная ширина трещины, закрепленной проппантом: wf1 = (wf n0)/(1- m) (10) где n0 = 0, 273 – объемная доля проппанта в жидкости песконосителе; m = 0, 2 – принимаемая пористость проппанта после закрытия трещины. wf1= (4, 1*0, 273)/(1- 0, 2) = 1, 3 см 8. Потери давления на трение при движении жидкости - песконосителя по НКТ с внутренним диаметром dв = 76 мм определяются по формуле: Ртр= где ρ см – плотность смеси геля с проппантом, кг/м3; λ – коэффициент гидравлических сопротивлений; Н – глубина скважины, м. • Плотность смеси геля с проппантом: ρ см = ρ ж(1- n0) + ρ пр n0 (12) ρ см = 1200*(1- 0, 273) + 3200*0, 273 = 1746 кг/м3 • Для определения коэффициент гидравлических сопротивлений λ найдем значение Re: Re = (4Q ρ см)/(π dвµсм) (13) • Вязкость геля с проппантом: µсм = µжеxр(3, 18 n0) (14) µсм = 0, 15*exр(3, 18*0, 273) = 0, 364 Па*с • Число Рейнольдса:
Re = (4*0, 04*1746)/(3, 14*0, 076*0, 364) = 3206 • следовательно, режим движения турбулентный, поэтому λ = 0, 316/ Re0, 25 (15) λ =0, 316/32060, 25 = 0, 04 • Потери напора на трение по формуле (11) составляют: Ртр = [0, 04*16*(0, 04)2*1300*1746]/2*3, 142*0, 0765 = 46 МПа 9. Давление, которое нужно создать на устье при ГРП: Ру = Рзаб - Нgρ см +Ртр (16) Ру = 19, 2 – 1300*9, 8*1746*10-6 + 46 = 49 МПа Применение при проведении ГРП отечественной технологии не дало удовлетворительных результатов, поэтому в настоящее время на Мишкинском месторождении ГРП проводится СП «Ньюко Велл Сервис» по зарубежной технологии и с применением более совершенной техники. По зарубежной технологии для закачки используется специальное насосное оборудование: эжекторные плунжерные горизонтальные насосы трехцилиндровые со сменной гидравлической частью (от 3" до 71/2, " ), развивающие давление до 100 Мпа и расход 2, 5 м3/мин. 10. Необходимое число агрегатов: N = РуQ/(РаQakтс) +1 (17) где Ра = 51 МПа рабочее давление агрегата; Qa = 30, 6 л/с подача агрегата при этом давлении; kтс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы kтс = 0, 5 - 0, 8. N = [(49*40)/(51*30, 6*0, 7)] + 1= 2, 8 Принимаем N = 3 агрегата 11. Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя: Vп = 0, 785dв2Н (18) Vп = 0, 785*0, 0762*1300 = 6 м3 12. Продолжительность гидроразрыва: t = (Vж+Vп)/Q (19) t = (20 + 6)/(0, 04*60) = 10, 8 мин
Применяемые СП «Ньюко Велл Сервис» специализированные только для ГРП спецобработанные жидкости, закрепляющий материал, а также техника и технология по многим показателям выгодно отличаются от отечественной. Это в совокупности обеспечивает больший как начальный, так и накопленный прирост добычи нефти.
Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-31; Просмотров: 911; Нарушение авторского права страницы
(11)