Подготовка инструмента, труб и подземного оборудования

Тестирование скважины.

На первом этапе геологической службой подбираются скважины для проведения ГРП. Основными критериями подбора являются:

1. Пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы частым переслаиванием).

2. Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с окружающими.

3. Скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные, с неравномерной приемистостью, эксплуатационные с неравномерным отбором).

ГРП проводить не рекомендуется:

В нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков, горизонтов ближе 20м.

В первом эксплуатационном ряду от разрезающего ряда, вблизи очага заводнения при интенсивной закачке.

В скважинах, зонах, достигших проектной выработки.

При наличии межпластовых перетоков.

На втором этапе тестирование по физическим параметрам скважины проводится совместно геологическими службами ЦДНГ и КРС.

Все оборудование, эксплуатация которого связана с ГРП, находится на балансе ПКРС.

Весь инструмент и оборудование, включая колонный скребок, пакер ГРП, устьевую головку ГРП, комплект НКТ - 89х5,5, паспортизируется. В паспорте отображается наработка комплекта или оборудования и проведенные ремонты.

Ремонт герметизирующей головки ГРП, пакера ГРП и скребка осуществляется на базе УКРС.

Комплект труб НКТ 89х5,5 после проведения 10 гидроразрывов переопрессовывается и отбраковывается на центральной трубной базе Управления по ресурсам. После восстановления резьб комплекты НКТ переукомплектовываются.

2.5 Расчёт показателей ГРП

Рассчитать основные характеристики ГРП в добывающей скважине № 117 Южно - Сургутского месторождения.

Исходные данные:

1. Глубина скважины:

2. Вскрытая толщина пласта:

3. Внутренний диаметр НКТ:

4. Плотность жидкости разрыва и жидкости песконосителя:

5. Вязкость жидкости разрыва и жидкости песконосителя:

6. Количество закачиваемого в скважину песка:

7. Диаметр зерна песка:

8. Темп закачки:

Решение:

1. Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления:

(2.1)

где плотность горной породы над продуктивным горизонтом.

2. Рассчитываем горизонтальную составляющую горного давления:

(2.2)

где коэффициент Пуассона горных пород.

3. Рассчитываем забойное давление разрыва:

(2.3)

где К - коэффициент, принимаемый равным 1,5¸1,8 МПа/м.

4. Рассчитываем объёмную концентрацию песка в смеси:

(2.4)

где С_п – концентрация песка в 1 м³ жидкости:

плотность песка.

Рассчитываем плотность жидкости песконосителя:

(2.5)

Рассчитываем вязкость жидкости с песком:

(2.6)

Рассчитываем число Рейнольдса:

(2.7)

Рассчитываем коэффициент гидравлических сопротивлений:

(2.8)

Рассчитываем потери давления на трение жидкости песконосителя:

(2.9)

Т.к. Re > 200, то потери давления на трение увеличивают в 1,52 раза.

(2.10)

Рассчитываем давление на устье скважины при закачки жидкости песконосителя:

(2.11)

При работе агрегата 4АН-700 на 4 скорости:

Р_р=29МПа – рабочее давление агрегата;

Q_р=0,0146м³/с – подача агрегата;

К_тс=0,5-0,8 – коэффициент технического состояния агрегата.

Найдем необходимое число агрегатов:

(2.12)

Необходимо число агрегатов: 2

Рассчитываем объём продавочной жидкости:

(2.13)

Рассчитываем объём жидкости для осуществления ГРП:

(2.14)

Рассчитываем суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на IV скорости:

(2.15)

Вывод: основные характеристики ГРП в добывающей скважине № 117 Южно – Сургутского месторождения следующие:

Ø забойное давление разрыва: Р_заб=39,6 МПа;

Ø давление на устье скважины: Р_у=28,3 МПа;

Ø объём продавочной жидкости: V_п=11,2 м³;

Ø объём жидкости для осуществления ГРП: V_ж=90 м³;

Ø время работы: t=115,5 мин.

Для осуществления данного ГРП необходимо задействовать 2 насосных агрегата: 4АН-700.

2.6 Технология проведения ГРП

1. В качестве специальной арматуры для проведения ГРП может быть использована устьевая арматура 2АУ-700.

2. Для проведения операции ГРП на скважину завозится, а после выполнения операции вывозится специальный комплект НКТ диаметром 89мм. Диаметр НКТ 89мм определен из, условия обеспечения интенсивности закачки рабочей жидкости 4-6м3/мин. Толщина стенки труб и марка стали определяются из условия создания запаса прочности на внутреннее давление (коэффициент 1,32) при максимально возможном значении рабочего давления и обеспечения прочности на растяжение (коэффициент запаса прочности 1,42) в наклонно-направленных скважинах с интенсивностью искривления до 2° на 10 м.

3. Колонна НКТ в нижней части комплектуется пакером, опрессовочным клапаном и реперным патрубком, устанавливаемым через 2-3 трубы от пакера. Резьбовые соединения НКТ герметизируются смазкой Р-402 или лентой ФУМ.

4. После спуска до намеченной по плану работ глубины колонна НКТ и устьевой оборудование подвергается гидравлическому испытанию. Величина давления опрессовки на 10% выше максимального рабочего давления на устье, но не более допустимого внутреннего давления на трубы и устьевую арматуру. Время выдержки давления 30 мин, допустимое снижение давления - 1 МПа.

5. Тип пакера для ГРП выбирается по действующим в зависимости от ожидаемого рабочего давления. Ско­рость спуска НКТ с пакером не более 1м/сек. Установка пакера осуществляется в соот­ветствии с инструкцией по эксплуатации принятого типа пакера. Эксплуатационная колонна в месте посадки пакера предварительно прорабатывается гидромеханическим устройством (скрепером).

6. Пакер устанавливается на 10-20м выше интервала перфорации колонны. Глубина установки пакера уточняется привязкой реперного патрубка к интервалу перфорации геофизическими измерениями.

7. Перед посадкой пакера в НКТ закачивается нефть (дизельное топливо, техничская вода). Потребный объем нефти определяется внутренним объемом НКТ в зависимости от глубины их спуска. Нефть подвозится автоцистернами АЦН-10, количествокоторых определяется, исходя из потребного объема нефти.

8. 8.После посадки пакер испытывается давлением в 12МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается).

9. 9.После герметизации устья и опрессовки пакера демонтируются подъемный агрегат, рабочая площадка, мостки и стеллажи для труб.

10. Рабочая жидкость для проведения операции ГРП завозится на скважину к началу операции в автоцистернах АЦН-10 или других передвижных емкостях. Вся специальная техника для проведения ГРП устанавливается на площадке в соответствии с утвержденной схемой ее расстановки. Определяются необходимое количество автоцистерн и условия подвоза всего необходимого объема рабочей жидкости до начал подготовительных работ к ГРП и подачи жидкости по мере необходимости.

11. По спущенным НКТ нагнетается жидкость разрыва в таких объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или как резкое уменьшение давления на устье при том же расходе.

12. После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость песконоситель при давлениях, удерживающих образовавшиеся в пласте трещины в раскрытом состоянии. Это более вязкая жидкость, смешанная (180 - 350кг песка на 1м³ жидкости) с песком или другим наполнителем. В раскрытые трещины вводится песок на возможно большую глубину для предотвращения смыкания трещин при последующем снятии давления и переводе скважины в эксплуатацию. Жидкости песконосители проталкивают в НКТ и в пласт продавочной жидкостью, в качестве которой используется любая маловязкая недефицитная жидкость. Обратная промывка скважины перед подъемом пакера и сцелью очистки забоя от остатков песка производится не менее одного цикла с контролем плотности солевого раствора.

13. Глушение скважины производится солевым раствором одним агрегатом ЦА-320М. Потребный объем солевого раствора принимается равным 1,5 объемам скважины. Солевой раствор на скважину завозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется из условия завоза расчетного количества раствора за один рейс и слива его в ЦА-320М без остановки процесса глушения. Глушение скважин, экс­плуатируемых насосным способом, производится в 2 этапа. На первом этапе в скважину закачивается солевой раствор, объем которого равен объему скважины до глубины ус­тановки насоса. Во втором этапе закачивается такой же объем раствора после простаивания скважины на период ожидания замещения нефти раствором.

2.7 Расчёт размера трещин

Определение ширины трещины затруднительно, хотя и имеются формулы для ее вычисления. У стенки скважины ширина трещины наибольшая и к концу убывает до нуля. При закачке в пласт маловязкой жидкости, легко проникающей в горизонтальный проницаемый прослой, возникает, как правило, горизонтальная трещина, в которой давление превышает локальное горное. В результате происходит упругое расщепление пласта по наиболее слабым плоскостям. При закачке нефильтрующейся жидкости образуются вертикальные трещины, так как вследствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва становится подобным разрыву длинной трубы с бесконечно толстыми стенками. При наличии в пласте естественных трещин разрыв будет происходить по их плоскостям независимо от фильтруемости жидкости.

Предугадать эти явления, конечно, трудно. В специальной литературе приводится формула для определения ширины и объема вертикальной трещины:

; (м) (2.16)

где коэффициент Пуассона горных пород;

DР - превышение давления на забое скважины над горным (МПа);

Е - модуль Юнга для горной породы [примерно (1 - 2)×10² МПа];

L - длина трещины (м);

Длину трещины можно рассчитать по следующей формуле:

; (м) (2.17)

где h - вскрытая толщина пласта (м);

V_ж - объём жидкости для осуществления ГРП (м³).

Полагая, что вертикальная трещина имеет форму клина с основанием w высотой L и длиной h., равной толщине пласта, получим ее объем:

; (м³) (2.18)

Имеется ряд других формул для вертикальных и горизонтальных трещин, однако они достаточно сложны для использования.

2.8 Определение технологической эффективности от

проведения ГРП

Основные показатели технологической эффективности ГРП на Приразломном месторождении в 2010-2012 гг. В последние годы все большее количество новых скважин подвергается гидравлическому разрыву пласта. при этом параметры трещин оптимизируются с учетом принятой системы разработки. Это позволяет максимизировать эффективность обработок. средний дебит нефти по новым скважинам после ГРП составил в 2011 г. 52 т/сут.. По структуре это клиноформенное куполовидное образование, содержащее газовую шапку и нефтяную оторочку, подстилаемую водой. Пласт является нижне-меловым, представлен переслаиванием песчанников, алевролитов, аргилитов и глинистых пропластков; характеризуется высокой степенью неоднородности, выражающейся линзовидным строением пластов и гидродинамической изолированностью отдельных пропластков. Основные геолого-физические характеристики объекта БС4 следующие:средняя мощность, м 24-28 средняя нефтенасыщенная мощность, м 16-18 пористость 0,13-0,17 начальная нефтенасыщеность 0,5-0,6 эффективная проницаемость по нефти, 10-15 м2 0,3-2 начальное пластовое давление, мпа 27
давление насыщения, мпа 26 плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 810
вязкость нефти, мпа•с 0,24 объемный коэффициент 2 газовый фактор, м3/т 285-300
Пластовая нефть характеризуется низкой вязкостью и высоким газовым фактором, давление насыщения близко к первоначальному пластовому. Со временем, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, в призабойной зоне образуется двухфазный поток, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти и резкому снижению продуктивности. Так, значительный спад уровня добычи по скважине №6608 произошел в течение 5 мес: дебит снизился с 46 до 15,6 т/сут, вместе с тем депрессия на пласт увеличилась до 200 атм. Эксплуатация при давлении ниже давления насыщения приводила к значительному высвобождению газа.
Указанные особенности геологического строения и фазового состава пластового флюида не позволяют эффективно эксплуатировать залежь традиционными методами, поэтому было решено провести ГРП на всех скважинах. Для заданной проницаемости пласта подбиралась оптимальная полудлина и проводимость трещины. Оптимальная полудлина составляет примерно 100 м, однако с учетом экономических и технологических факторов она была ограничена 50 м. Проектирование ГРП с применением технологии концевого экранирования трещины позволило дополнительно увеличить проводимость трещины и обеспечить высокий дебит нефти при многофазной фильтрации. Во всех скважинах были произведены ГРП с закачкой более 100 т проппанта, созданы трещины с длиной 80 м и средним раскрытием 0,8-4 см. Было достигнуто равномерное распределение проппанта по всей длине трещины. Проводимость трещин высокая и составляет более 1000 мД•м, причем она максимальна в призабойной зоне, что существенно повышает пропускную способность трещины (Данные предоставлены Schlumberger).
Правильность выбранной технологии проектирования ГРП была подтверждена результатами работы скважин. %. Фактическая эксплуатация скважины в первые месяцы работы после ГРП подтвердила этот прогноз: доля воды в продукции скважины составила 35-40 % при дебите нефти 35-40 т/сут.
Основными факторами роста коэффициента продуктивности скважин после ГРП являются увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку

всей нефтенасыщенной толщи пласта за счет глубокого проникновения в пласт и приобщения к эксплуатации максимального числа продуктивных пропластков и удаленных гидродинамически изолированных участков залежи, которые не вырабатываются без ГРП.

Показатели эффективности ГРП

Таблица 2.8 Показатели эффективности ГРП в течении 3-х лет Скважина № 6608

Показатели	Дебит, т/сут	Обвод %	Дебит, т/сут	Обвод %	Дебит, т/сут	Обвод %
нефти	жидк	нефти	жидк	нефти	жидк
До ГРП	15.8	17.3		16.3			15.8	16.3
После ГРП	46.7	49.7		38.6			33.4	29.4
Кратность	9.4	9.4		8.5	8.4		8.0	8.0

2.9 Вывод анализ эффективности проведения ГРП

Эффективность ГРП определяется двумя параметрами: экономической и гидродинамической эффективностью. Экономическая эффективность определяется уменьшением себестоимости дополнительного газа по сравнению с плановым, а также продлением срока бескомпрессорной эксплуатации месторождения. На месторождениях вводимых в разработку экономическая эффективность определяется разницей затрат на проведение ГРП и на бурение сэкономленных скважин.

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.

Дата добавления: 2014-11-16