Расчет параметра одностадийного ГРП

Рассчитаем основные характеристики гидроразрывана объекте Нх-Iскважины 149, глубина нижних отметок перфорации - 2605 м, мощность пласта h = 11 м. Разрыв производится по НКТ с пакером, жидкости разрыва и песконосителя– вязкая вода с плотностью 1030 кг/м³ и вязкостью 0,275 Па∙с., предполагается закачка в скважину проппанта 16/20 ForeProp 30 тонн. Для расчета показателей ГРП воспользуемся методикой Мищенко И.Т.

Рассчитаем вертикальную составляющую горного давления:

; (3.1)

Рассчитаем горизонтальную составляющую горного давления:

; (3.2)

где ν – коэффициент Пуассона горных пород (ν = 0,275);

Зная составляющие горного давления рассчитаем забойное давление разрыва:

(3.3)

где Е – модуль упругости пород ( МПа )

Q – темп закачки жидкости разрыва, м³/с (темп закачки возьмем равным
Q = 2 м³/мин);

- давление разрыва, МПа ( ).

Определим объемную концентрацию песка в смеси:

(3.4)

где С_п– концентрация песка в 1 м³ жидкости (C_п=300кг/м³)

ρ_п – плотность пропанта ( ρ_п = 2720 кг/м³ ) ;

Рассчитаем плотность жидкости - песконосителя с песком:

(3.6)

где – плотность жидкости песконосителя;

Рассчитаем вязкость жидкости - песконосителя с песком:

(3.7)

где – вязкость жидкости песконосителя;

Определим число Рейнольдса:

(3.8)

где Q – темп закачки (Q = 0,033 м³/с);

Коэффициент гидравлического сопротивления получили равным:

(3.9)

Рассчитаем потери на трение:

(3.10)

Учитывая то, что при значении Re>200 значение потерь на трение увеличится в 1,52 раза, вследствие ранней турбулизации потока из-за наличия песка в жидкости:

(3.11)

Рассчитаем давление на устье развиваемое при закачке жидкости - песконосителя:

(3.12)

Агрегат для нагнетания на IV скорости развивает рабочее давление 29,8 МПа , а рабочий расход 0,0063 м³/с, следовательно необходимое число агрегатов будет равно:

(3.13)

где К_тс – коэффициент технического состояния агрегата, К_тс = 0,5

Определим объем продавочной жидкости:

(3.14)

Рассчитаем количество жидкости для осуществления ГРП:

(3.15)

где Q_ж – количество пропанта;

Суммарное время проведения ГРП:

(3.16)

Рассчитаем длину вертикальной трещины:

(3.17)

Определим раскрытость трещины:

(3.18)

Ожидаемый эффект от ГРП определим по приближенной формуле Г.К. Максимовича:

(3.19)

Таблица 2.8 – Результаты расчета ГРП дляскважины №149

Рисунок 3.9 – Параметры работы скважины №149 до и после ГРП

С учетом продуктивности скважины до ГРП, ожидаемый дебит скважины составляет 102,06 м³/сут, нефти – 60,48 т/сут. Прирост суточной добычи составит: жидкости 75,06 м³/сут, нефти – 44,48 т/сут. Дополнительная добыча за год составит: жидкости 27321,84 м³/сут, нефти – 16190,72 т/сут.

3.9Выводы по разделу

Действующий фонд добывающих скважин по месторождению составляет 318 единиц добывающего фонда и характеризуется средними дебитами по нефти и высокими по жидкости;

На месторождении продолжается процесс эксплуатационного бурения, и в настоящее время происходит уплотнение эксплуатационной сетки, поэтому основным геолого-технологическим мероприятием является ввод новых горизонтальных скважин;

Однако уже сейчас на месторождении есть низкодебитный фонд,

который составляет 15 % от действующего фонда;

За период с 2009 - 2016 гг. всего было проведено 7 операций по ГРП, все были выполнены на объектах АВ и БВ;

ГРП на двух наклонно-направленных скважинах обеспечил объем дополнительной добычи 13,6 и 22,7 тыс.т;

Многостадийный ГРП на горизонтальных скважинах при их закачивании обеспечил объем дополнительной добычи от 27,4 до 53,1 тыс.т на операцию;

Опытно-промышленные работы по применение технологии пенного ГРП (FoamFRAC), показали его высокую эффективность при освоении бокового ствола, и достижении более высоких дебитов при более низком давлении на приеме насоса;

Выполненый расчет для одностадийного ГРП для скважины №149 показал, что после операции ожидаемый дебит скважины составит 102,06 м³/сут, нефти – 60,48 т/сут., а объем дополнительной добычи за год жидкости 27321,84 м³/сут, нефти – 16190,72 т/сут.