Расчет технологической эффективности при

Реализации ГРП

1. Фактическая продуктивность скважины до ГРП:

(22)

где – коэффициент продуктивности скважины до ГРП, м³/сут*атм;

– проницаемость (определяется по результатам гидродинамических исследований, при отсутствии исследований определяется по утвержденным методикам с учетом данных нормальной эксплуатации), мД;

– вскрытая эффективная мощность пласта, м;

– объемный коэффициент, м³/м³;

– вязкость, сРз (мПа*с);

– радиус контура питания, м;

– радиус скважины, м;

– скин-фактор до проведения ГРП (определяется по результатам гидродинамических исследований, при отсутствии исследований определяется по утвержденным методикам с учетом данных нормальной эксплуатации), безр;

= 170*5/[18, 4*1, 02*25, 77*(ln(125/0, 096) – 0, 75)] = 0, 3 м³/сут

2. Продуктивность скважины после ГРП:

(23)

где – коэффициент продуктивности скважины после ГРП, м³/сут*атм;

^'– эффективный радиус скважины, м;

–скин-фактор после проведения ГРП (берется из дизайна проведения

ГРП, при отсутствии дизайна может рассчитываться по «Технологическому режиму работы скважин» с учетом сложившейся практики), безр;

= 170*5/[18, 4*1, 02*25, 77*(ln(125/10, 4 – 0, 75 + (-4, 7)] = 1, 6 м³/сут

3. Планируемый дебит жидкости скважины после ГРП:

(24)

где – планируемый дебит жидкости после ГРП, м³/сут;

- фактический дебит жидкости до ГРП, м³/сут;

– планируемая продуктивность скважины после ГРП, м³/сут*атм; – фактическая продуктивность скважины до ГРП, м³/сут*атм;

– депрессия на фактическое забойное давление до проведения ГРП, атм;

- депрессия на фактическое забойное давление после проведения ГРП, атм.

• Планируемое забойное давление (целевое забойное давление) после проведения ГРП это – минимально возможное забойное давление, обеспечивающее максимальный дебит жидкости при стабильной работе оборудования (процент свободного газа на приеме насоса не должен превышать максимально допустимое значение, определенное в технических характеристиках насоса).

При предварительном расчете планируемого дебита жидкости с целью ранжирования кандидатов допускается использование упрощенной формулы:

(25)

где – плановое забойное давление после проведение ГРП, атм; – пластовое давление, атм.

= 0, 25*142 = 36 атм

• Депрессия на пласт для заданного забойного давления с учетом поправки

Вогеля (используется при забойном давлении ниже давления насыщения) вычисляется по формуле:

(26)

где – депрессия на пласт при забойном давлении , атм;

– забойное давление, атм; – пластовое давление, атм;

– давление насыщения, атм.

= 142 – 84 + (84/1, 8)*[1 – 0, 2*(61/84) – 0, 8*(61/84)²] = 81 атм

= 142 – 84 + (84/1, 8)*[1 – 0, 2*(36/84) – 0, 8*(36/84)²] = 94 атм

= 12*(1, 6/0, 3)*(94/81) = 73, 8 м³/сут

4. Планируемый дебит нефти после ГРП:

(27)

где – планируемый дебит нефти после ГРП, т/сут;

– планируемый дебит жидкости после ГРП, м³/сут;

– планируемое значение обводненности после ГРП, %;

– плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

= 73, 8*(1 – 50/100)*0, 9 =33, 2 т/сут

5. Планируемый прирост дебита нефти после ГРП:

(28)

где – планируемый прирост дебита нефти после ГРП, т/сут;

– планируемый дебит нефти после ГРП, т/сут;

– фактический текущий дебит нефти, т/сут.

= 33, 2 – 10, 4 = 22, 8 т/сут

Подобным образом рассчитаны технологические показатели по каждой отдельной скважине и по каждому показателю дается одно число. Сделанная точечная оценка, позволяет провести ранжирование кандидатов на ГРП. В таблице представлены полученные расчетные параметры по каждой скважине.

Таблица 23

Ранжирование скважин-кандидатов по дебитам

Месторождение: Мишкинское	Объект: визейский	Скважина: 1537
Расчет потенциала скважины по Дарси	Расчет коэффициента продуктивности
Дебит жидкости до ГРП	14, 4	м³/сут	К прод. до ГРП	0, 2	м³/сут*атм
Дебит жидкости после ГРП при S (скин) *при Рзаб	77, 3 -4, 7	м³/сут атм	К прод. после ГРП	1, 0	м³/сут*атм
Месторождение: Мишкинское	Объект: визейский	Скважина: 520
Расчет потенциала скважины по Дарси	Расчет коэффициента продуктивности
Дебит жидкости до ГРП	26, 4	м³/сут	К прод. до ГРП	0, 3	м³/сут*атм
Дебит жидкости после ГРП при S (скин) *при Рзаб	74, 9 -4, 7	м³/сут атм	К прод. после ГРП	1, 4	м³/сут*атм
Месторождение: Мишкинское	Объект: визейский	Скважина: 1305
Расчет потенциала скважины по Дарси	Расчет коэффициента продуктивности
Дебит жидкости до ГРП	24, 3	м³/сут	К прод. до ГРП	0, 3	м³/сут*атм
Дебит жидкости после ГРП при S (скин) *при Рзаб	73, 8 -4, 7	м³/сут атм	К прод. после ГРП	1, 6	м³/сут*атм
Месторождение: Мишкинское	Объект: визейский	Скважина: 1450
Расчет потенциала скважины по Дарси	Расчет коэффициента продуктивности
Дебит жидкости до ГРП	19, 4	м³/сут	К прод. до ГРП	0, 3	м³/сут*атм
Дебит жидкости после ГРП при S (скин) *при Рзаб	73, 2 -4, 7	м³/сут атм	К прод. после ГРП	1, 4	м³/сут*атм

2.7.4. Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения ГРП с утвержденным вариантом

В таблице 24 приведены текущие показатели работы скважин и расчетные данные по этим скважинам после стимуляции гидроразрывом пласта, которые характеризуют максимальные возможности их производительности.

Таблица 24

Текущие показатели работы скважин в сравнении с расчетными данными

№ скв	До ГРП	После ГРП	Прирост
Q_Ж м³/сут	Q_Н т/сут	%	Q_Ж м³/сут	Q_Н т/сут	%	Q_Н т/сут
	12, 3	6, 0		77, 3	38, 7		32, 7
	6, 1	2, 2		74, 9	33, 7		31, 5
	12, 1	10, 3		73, 8	33, 2		22, 9
	11, 4	3, 2		73, 2	32, 9		29, 7

Таблица 25

Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения ГРП с утвержденным вариантом технологической схемы

№ скв	Базовый вариант	Проектный вариант	Продол эффекта	Накопленная добыча нефти по годам, т
Q_Ж м³/сут	Q_Н т/сут	Q_Ж м³/сут	Q_Н т/сут
сут	Базов	Проек	Базов	Проек	Базов	Проек
	14, 4	6, 9	77, 3	38, 7
	26, 4	9, 0	74, 9	33, 7
	24, 3	20, 9	73, 8	33, 2
	19, 4	7, 0	73, 2	32, 9
Итого
Накопленная добыча нефти за три года	Базовая
Проектная

В целом по текущему состоянию разработки визейского объекта можно сделать следующие выводы:

Разработка объекта протекает удовлетворительно. При меньшем количестве скважин обеспечиваются проектные показатели. Накопленная добыча нефти на 1.01.2008 г. составила 5786, 7 тыс.т, что на 9 тыс.т. превышает уточненный показатель в документе /3/. За истекший 2007 год добыто нефти 149, 3 тыс.т, что выше расчетного уровня /3/ на 1, 5 %. Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин или 23, 9% от проектного фонда. Отбор от НИЗ составил 60, 7%.

В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0, 257.

Несмотря на то, что в целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением. К тому же выработка запасов по площади идет не равномерно, наблюдаются пятна с достаточно высокой плотностью плохо вырабатываемых запасов в межскважинных зонах.

Анализ работы действующего фонда скважин показывает большинство добывающих скважин (81, 9%) работает с дебитами по нефти менее 5 т/сут, что связано с невысокой продуктивностью залежи. Это подтверждается и распределением скважин по дебитам жидкости (44, 2% фонда работает с дебитами жидкости менее 10 т/сут). Все скважины добывающего фонда обводнены, 45(36.9%) скважин работают с обводненностью выше 90%.

До 2000 г. несмотря на благоприятное протекание процесса вытеснения в условиях обычного заводнения, добыча нефти из залежи имела тенденцию падения. При дальнейшей эксплуатации месторождения, для вовлечения в разработку слабодренируемых участков залежи, потребовалось проведение геолого-технических мероприятий. Рост добычи в последующие годы получен в результате проведения ГТМ.

По проведенному обзорному анализу скважин стимулированных технологией гидравлического разрыва пласта можно сделать следующие выводы, что метод ГРП в целом имеет хорошие технологические показатели по приростам нефти на скважинах после его применения.

Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89Следующая