Материал: Курс лекций Томск 2002 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин введение общая характеристика нефтяной залежи

, (5.16)

Оценка размеров горизонтальной трещины и ее объема по (5.16) показывает следующие результаты (табл. 5.2). Скорость движения жидкости-песконосителя с увеличением радиуса трещины также уменьшается.

Следует, однако, иметь в виду, что не вся жидкость, закачиваемая агрегатами, движется по трещине. Часть отфильтровывается через стенки трещины в пласт, что снижает скорость движения жидкости по трещине, затрудняя или вовсе прекращая перенос песка по трещине. Поэтому важно для достижения положительных результатов ГРП применять песконосительную жидкость с низкой фильтруемостью и закачивать ее с большой скоростью.

Для оценки гидродинамической эффективности ГРП необходимо знать уравнение радиального притока жидкости к скважине, имеющей в призабойной зоне трещину. Эта задача в строгой постановке сложна. Достаточно точные результаты в свое время были получены автором методом электролитического моделирования для различных случаев расположения горизонтальных и вертикальных трещин, их размера и их проницаемости.

Обработка результатов электромоделирования позволила получить следующую формулу для оценки гидродинамической эффективности ГРП в скважине с открытым забоем:

, (5.17)

где  - кратность увеличения дебита после ГРП; Qт - дебит скважины после ГРП; Qo - дебит до ГРП при прочих равных условиях; Nв - коэффициент, зависящий от величины b = h/2rc; h - толщина пласта; rт - радиус трещины; rc - радиус скважины; n(b) - коэффициент, также зависящий от b (табл. 5.3).

Для промежуточных значений b соответствующие величины n и N находятся интерполяцией. Имеются приближенные формулы для оценки гидродинамической эффективности ГРП. Например, можно предположить, что вся притекающая к скважине жидкость на расстоянии r = rт попадает в трещину и далее без сопротивления движется по ней до стенки скважины. Это соответствует радиальному притоку жидкости к скважине с радиусом, равным радиусу трещины rт. В таком случае можно записать

, (5.18)

Деля (5.18) на дебит Qo несовершенной скважины, имеющей приведенный радиус r_пр, получим

, (5.19)

Числовые оценки показывают, что при Rк = 200 м; r_пр = r_с = 0,1 м; r_т = 20 м  = 3,3; при Rк = 400 м; r_пр = r_с = 0,1 м; r_т = 10 м  = 2,25.

Таблица 5.3.

Значения коэффициентов N(b) и n(b)

b	n (b)	N (b)
17,0	0,44	0,15
22,72	0,55	0,106
28,41	0,61	0,064
38,65	0,70	0,041
89,80	0,93	0,0108

Таким образом, дебит в лучшем случае увеличивается в 2 - 3 раза. При другой схематизации течения жидкости к скважине предполагается что от контура питания Rк до радиуса r = rт жидкость движется по пласту, имеющему гидропроводность

, а от радиуса r = rт до стенки скважины r = rc по трещине с гидропроводностью

. Здесь k2 - проницаемость трещины и w - ширина трещины (раскрытость). При такой схематизации приток может быть выражен через сумму фильтрацнонных сопротивлении этих двух областей, а именно:

, (5.20)

Деля (5.20) на дебит несовершенной скважины, имеющей приведенный радиус rпр, т. е. на

получим после некоторых сокращений

, (5.21)
Деля числитель и знаменатель на 1/k₁h₁ , получим

, (5.22)

При rпр = rс, т. е. при гидродинамически совершенной скважине, оценки значений по формуле (5.22) будут еще меньше, чем в предыдущем случае [формула (5.19)]. Практически значения (р часто бывают намного больше. Это может быть объяснено плохим гидродинамическим совершенством скважины до ГРП (малым значением rпр), вызванным различными причинами, как, например, отложением

парафина или глинистого раствора в ПЗС, малой плотностью перфораций цли отложениями солей. Создание хорошего филь-трационного канала в виде трещины может существенно снизить фильтрационное сопротивление в ПЗС.

Выше была рассмотрена гидродинамическая эффективность ГРП в монолитном однородном пласте. Если пласт сложен из нескольких самостоятельных пропластков, эффективность ГРП в таком пласте будет значительно меньше, так как образование трещины (хотя и большой) в одном пропластке может существенно изменить приток жидкости только из этого пропластка, но не суммарный приток из всех пропластков. Приток жидкости из нескольких пропластков можно записать как сумму

, (5.23)

Если в результате ГРП в одном (скажем, в первом) пропластке произошло увеличение дебита в 4 раза, ( = 4) то новый дебит скважины будет равен

, (5.24)

В таком случае кратность увеличения дебита скважины после гидроразрыва слоистого пласта составит

, (5.25)

Прибавляя и отнимая в числителе q₁ получим после упрощений и деления

. (5.26)

Поскольку приток из одного пропластка q₁ мал по сравнению с притоком всех пропластков q i то общее увеличение дебита такой слоистой системы  _i будет также мало. В таком случае надлежащий эффект в многослойном пласте или в пласте со слоистой неоднородностью по разрезу может быть достигнут двумя методами:

1. Либо созданием одной вертикальной трещины, рассекающей все прослои, за одну операцию ГРП.

2. Либо созданием горизонтальных трещин в каждом пропластке при поинтервальном или многократном ГРП.

К сожалению, управлять процессом образования трещин практически невозможно. Имеются основания полагать (вытекающие из теоретических предпосылок), что вероятность образования вертикальной трещины больше при закачке нефильтрующейся жидкости разрыва.

Многократный разрыв - это осуществление нескольких разрывов в пласте за 'одну операцию. В этом случае после регистрации разрыва какого-то прослоя и введения в него нужного количества наполнителя в нагнетаемый поток жидкости вводятся упругие пластмассовые шарики, плотность которых примерно равна плотности жидкости. Потоком жидкости шарики увлекаются и закрывают те перфорационные отверстия, через которые расход жидкости наибольший. Диаметр этих шариков примерно 12 - 18 мм, так что один шарик может перекрывать одно перфорационное отверстие. Этим достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое возрастает и это вызывает образование новой трещины в другом прослое, что регистрируется на поверхности изменением коэффициентов поглотительной способности скважины. После этого в поток снова вводятся шарики без снижения давления через специальное лубрикаторное устройство, устанавливаемое на устье скважины для закупорки второй образовавшейся трещины. Разработаны и иные технологические приемы многократного ГРП с использованием закупоривающих шаров, а также с помощью временно закупоривающих мелкодисперсных веществ (нафталин), которые растворяются в нефти при последующей эксплуатации скважины. При последующем дренировании скважины закачанные шарики вымываются на поверхность и открывают все образовавшиеся трещины.

Поинтервальный разрыв - это ГРП в каждом прослое, при котором намеченный для ГРП интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерами и, таким образом, подвергается обработке только намеченный интервал. После окончания операции ГРП пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго интервала, который обрабатывается как самостоятельный.

Поинтервальный разрыв возможен в случаях, когда общим фильтром разрабатываются несколько пластов или пропластков, изолированных друг от друга слоями непроницаемых пород, имеющих толщину несколько десятков метров, с хорошим перекрытием - цементным камнем заколонного пространства. Это необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в пласты, не предназначенные для обработки во время данной операции.

Для определения места образовавшейся трещины используют активированный радиоактивными изотопами песок, который в небольшом объеме вводят в последние порции закачиваемого наполнителя. Сравнивая результаты гамма-каротажа, снятого до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения. Для той же цели используют специальные шарики из синтетического материала диаметром 3 - 5 мм, активированные также радиоактивными изотопами. Перед завершением закачки наполнителя в него вводят через лубрикатор 7 - 10 шт. таких шариков, местоположение которых определяют также с помощью гамма-каротажа.

Второй метод определения местоположения трещины заключается в сравнении результатов скважинных измерений дебитомерами в добывающей скважине или интенсивности поглощения вдоль перфорированного интервала в нагнетательной скважине, снятых до и после ГРП.

5.9. Техника для гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта всегда предпочтительно делать через обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и прочность позволяют создать на забое скважины необходимые давления (Pр).

Потери давления на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы по сравнению с потерями при закачке через НКТ, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое.

Для защиты обсадных колонн от высокого давления в скважину опускают НКТ с пакером и якорем на нижнем конце, которые устанавливаются выше кровли пласта, намеченного для ГРП (рис. 5.4). Для того чтобы пакер загерметизировал кольцевое пространство, его эластичный элемент (обычно специальная резина) надо сжать за счет веса труб. Для сжатия пакера необходимо создать опору. Такой опорой могут быть те же НКТ, башмак которых ставится на забой, либо особый подвижный элемент самого пакера с плашками, которые, освобождаясь при повороте НКТ, скользят по специальному конусу пакера, раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. В связи с этим все пакеры разделяются на пакеры с опорой на забой (пакеры ПМ6"; ГШ8"; ОПМ6"; ОПМ8") и пакеры без опоры на забой (плашечные пакеры ПШ6", ПШ8", ПШ5"-500, ПШб"-500, ПС5"-500, ПСб"-500, ПГ5"-500, ПГб"-500). Пакеры допускают перепад давления (при правильной посадке) 30 - 50 МПа над ним и под ним и имеют проходное сечение от 47 до 68 мм в зависимости от типа и размера обсадной колонны.

Рис. 5.4. Схема оборудования забоя скважины для ГРП:

1 - обсадная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - скважинные манометры;

4 - якорь; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик для опоры на забой
При создании под пакером давления Pр на него действует очень большая страгивающая сила

, (5.27)

где D - внутренний диаметр колонны, d - диаметр проходного сечения пакера; Pр - ожидаемое давление под пакером; Pг - гидростатическое давление столба жидкости над пакером в кольцевом пространстве.

Это страгивающее усилие может сместить пакер и вызвать продольный изгиб НКТ. Вес части НКТ ниже пакера будет частично уравновешивать страгивающую силу Р. Для разгрузки НКТ от продольных сжимающих усилий и удержания пакера на месте выше пакера устанавливают гидравлические якоря. Якорь (рис. 5.5) имеет в теле корпуса 8 - 16

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/45071

Смотрите также:







Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
_-___-~1
_1-тема-СтрМетал
_10_Эмиль Золя для эл версии