Курсовая работа: Анализ эффективности проведения геолого-разведовательных работ

Р_р.заб = 10^-2КL_c (1.6),

где К - коэффициент, принимаемый равным 1,5 МПа/м.

= 37,185 МПа.

Длину вертикальной трещины L, м определим из выражения (1.7):

L= (1.7),

где h - эффективная мощность, h = 4 м.

L = 20,94 м.

Раскрытость или ширина трещины w_т., м определяется из выражения (1.8):

(1.8)

Раскрытость трещины вполне достаточна, чтобы песок фракции 0,8-1,2 мм поступал в нее при закачке следующей порции жидкости разрыва, являющейся одновременно и жидкостью-песконосителем.

Определяем объемную долю проппанта n_o в смеси (1.9):

n_o = (С_п./с_пес) / (С_п./с_пес + 1) (1.9),

где с_пес. - плотность песка 2500 кг/м³.

n_o = (333/2500) / (333/2500 + 1) = 0,118.

Рассчитаем вязкость жидкости-песконосителя м_ж, Па·c по формуле:

м_ж = м_ж.р. · (1.10)

м_ж = 0,2 · = 0,2907 Па·c.

Определим объем жидкости-песконосителя V_ж.п., мі по формуле:

V_ж.п. = G_п. / С_п (1.11),

где G_п - содержание песка, G_п = 8 т = 8 000 кг.

Количество жидкости- песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. Общее количество песка определяется суммарным объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету, а поэтому нельзя определить расчетом количество потребного песка. По данным отечественной и зарубежной практики рекомендуется принимать 8 - 10 т песка и больше на одну скважину.

V_ж.п. = 8000 / 333 = 24 м³.

С учетом 20% утечек, 24 м умножается на 1,2. Следовательно, реальный объем будет равен 28,8 м.

Объем жидкости- песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки будут работать при высоком давлении, необходимом для продавливания песка в трещины. Закачка же жидкости с абразивными частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

Определим по формуле (1.5) давление на забое скважины в конце гидроразрыва (после закачки 28,8 м³ жидкости-песконосителя в трещину):

= 39,6 МПа.

Длину вертикальной трещины определим по формуле (1.7):

L* = 39,53 м.

Раскрытость или ширина трещины (щ_ТР) определяется из выражения (1.8):

Жидкость-песконоситель, распространяясь в трещины, не заполняет ее полную длину, а проходит на 90% ее длины, следовательно:

L₁ = L* · 0,9 = 35,58 м

После снятия давления трещина закрывается не полностью на интервале, в котором находилась жидкость-песконоситель. Принимая пористость песка в трещине после ее закрытия m = 0,3, определим остаточную ширину трещины по формуле (1.12):

щ₁ = w_т.* · n₀ / (1 - m) (1.12)

щ₁= 0,14 · 0,12/ (1 - 0,3) = 0,022 м

Проницаемость трещины такой ширины определяется по формуле (1.13):

k _т = щ₁² / 12 (1.13)

k _т = 0,022² / 12 = 3,97 · 10^-5 м²

Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром и d_в.н.= 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.

Определим проницаемость призабойной зоны k_п.з по формуле (1.14):

k_п.з. = (k_п. · h + k_т. · щ₁) / (h + щ₁) (1.14),

где k_п. - проницаемость пласта, k_п. = 1210^-15 мІ;

h - эффективная мощность пласта, h = 4 м;

k_п.з. = 2,1510^-7 мІ

Как видно из расчетов, в области распространения трещины проницаемость больше, чем проницаемость пласта. Поэтому приток в скважину будет в основном происходить по трещине с направления, в котором трещина получила развитие.

Определим параметры ГРП:

Потери давления на трение при движении жидкости- песконосителя по НКТ:

Плотность жидкости-песконосителя с_ж, кг/мі рассчитаем по формуле:

с_ж. = с_ж.р.. · (1 - n₀) + с_пес. · n₀ (1.15)

с_ж. = 1185,29 кг/мі

Определим число Рейнольдса по формуле (1.16):

Re = 400 · Q · с_ж. / (р ·d_вн. ·м_ж.) (1.16)

Re = 3964

Рассчитаем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (1.17):

л = 64 / Re (1.17)

л = 64 / 2870 = 0,0161

По Ю.П. Желтову, при наличии песка в жидкости при Re > 200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re = 3964 и n₀ = 0,12 возрастают в 1,52 раза. Тогда потери на давление будут по формуле (1.18):

P_т = (1,52 · л · 16 · QІ · L · с_ж.) / (2 · І · d_в.н.⁵) (1.18),

где P_т - давление, создаваемое при трении, МПа;

L - глубина скважины, L = 2479 м.

P_т = 27,64 МПа

Определим давление, которое нужно создать на устье при гидроразрыве P_у по формуле (1.19):

P_у = Р_заб. - с_ж. · g · L + P_т (1.19)

P_у = 38,42 МПа

Определим необходимое число насосных агрегатов N.

При ГРП жидкости гидроразрыва закачиваются по обсадной колонне при давлении на устье 43,4 МПа при помощи цементировочных агрегатов FC2251 (таблица 3.5).

Таблица 3.5

Техническая характеристика FC2251

Для принятого темпа закачки жидкостей (Q = 58 л/с) необходимое число насосных агрегатов составит по формуле (1.20):

N = P_у · Q / (P_а · Q_а · к_тс.) + 1 (1.20),

где P_а - рабочее давление агрегата, P_а = 51 МПа;

Q_а - подача агрегата при этом давлении, Q_а = 8,3 л/с;

к_тс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы к_тс = 0,8.

N = 5 шт.

Рассчитаем объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя V_п, мі по формуле (1.21):

V_п = 0,785 · dІ_в.н. · L (1.21)

V_п = 0,785 · 0,076І_в.н. · 2479 = 11,24 мі

Продолжительность ГРП одним агрегатом при работе его на II скорости t по формуле (1.22):

t = (V_ж.р. + V_п.) / Q_а (1.22)

t = 36,63 мин.

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины r_с после ГРП принимается равным радиусу трещины R_тр по формуле (1.23):

(1.23),

где Q_ж1 и Q_ж2 - дебиты скважины соответственно до и ожидаемый после гидроразрыва, Q_ж1 = 38,7 м³/сут;

R_тр - радиус трещины, который вычисляется по формуле (1.24):

R_тр. = с · ((Q · (м_ж.р. · t / k_п.)^0,5)^0,5 (1.24),

где с - эмпирический коэффициент, с = 0,02;

R_тр. = 67,89 м.

Ожидаемый дебит после гидроразрыва вычислим по формуле (1.25):

Q_ж2 = n · Q_ж1 (1.25)

Q_ж2 = 3 · 38,7 = 130,65 м³/сут.

Таким образом, после гидроразрыва пласта на очаге скв. №1763 куста 50 можно ожидать увеличение дебита скважины более, чем в 3 раза.

Определим дополнительную добычу жидкости за счет применения ГРП ДQ_ж по формуле (1.26):

ДQ_ж = Q_ж2 - Q_ж1 = 130,65 - 38,7 = 91,95 м³/сут (1.26)

Доля нефти в добываемой жидкости ДQ_н, рассчитывается по формуле:

(1.27),

где r_н - плотность нефти, кг/м³;

а--DQ_в - доля воды в добываемой жидкости, м³/сут.

DQ_в вычисляется по формуле (1.28):

(1.28)

где n_в. - объемная обводненность после проведения ГРП, n_в. = 83,7%.

76,96 м³/сут.

14,16 т/сут.

В результате проведенных расчетов были спрогнозированы:

? дополнительная добыча жидкости за счет применения ГРП ?Q_ж = 91,95 м³/сут;

? дополнительная добыча нефти? ?Q_н = 14,16 т/сут;

? размеры трещины после ГРП L₁ = 39,53 м, ?₁ = 0,022 м;

? давление на забое в начале и в конце гидроразрыва P_заб. = 39,6 МПа и P*_заб. = 39,6 МПа;

? давление, которое нужно создать на устье при гидроразрыве P_у = 38,42 МПа;

? потери давления на трение - P_т. = 27,64 МПа.

Полученные результаты расчета эффективности гидроразрыва пласта сведем в таблицу 3.6.

Таблица 3.6

Результаты расчета эффективности ГРП по скважине №1763 куста 50

3.8 Анализ 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 01.01.17 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 "Повхнефтегаз" 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 БВ_8-10 - 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 БВ_8-10 в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.