• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Тлумачний словник
Авто
Автоматизація
Архітектура
Астрономія
Аудит
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Винахідництво
Виробництво
Військова справа
Генетика
Географія
Геологія
Господарство
Держава
Дім
Екологія
Економетрика
Економіка
Електроніка
Журналістика та ЗМІ
Зв'язок
Іноземні мови
Інформатика
Історія
Комп'ютери
Креслення
Кулінарія
Культура
Лексикологія
Література
Логіка
Маркетинг
Математика
Машинобудування
Медицина
Менеджмент
Метали і Зварювання
Механіка
Мистецтво
Музика
Населення
Освіта
Охорона безпеки життя
Охорона Праці
Педагогіка
Політика
Право
Програмування
Промисловість
Психологія
Радіо
Регилия
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Технології
Торгівля
Туризм
Фізика
Фізіологія
Філософія
Фінанси
Хімія
Юриспунденкция

Гідравлічний розрив пласта

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) — це метод утворення нових тріщин або розширення і розвиток деяких існуючих у пласті тріщин при нагнітанні у свердловину рідин або піни при високому тиску. Для забезпечення високої проникності тріщини заповнюються закріплюючим агентом, наприклад, кварцовим піском. Під дією гірського тиску закріплені тріщини зімкнуться неповністю, завдяки чому значно збільшується фільтраційна поверхня свердловин, а іноді включаються у роботу зони пласта з кращою проникністю.

ГРП застосовується у будь-яких породах, за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної продуктив­ності свердловин, але й значного її збільшення. Сучасні технології ГРП звичайно передбачають закріплення тріщин приблизно десятьма тон­нами піску і застосовуються для збільшення поточного дебіту нафто­вих, газових або приймальності нагнітальних свердловин у низькопро­никних (< 0,05 мкм²) пластах товщиною не менше п’яти метрів, які за­лягають на глибинах 3500 м, а також у пластах з дещо більшою проник­ністю, але забрудненою привибійною зоною.

При збільшенні кількості піску до 20 т здійснюється глибоко проникний ГРП, який забезпечує різке збільшення фільтраційної повер­хні, зміну характеру припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням нових зон пласта, ізольованих внаслідок макронеодно­рідності. Тріщини такого ГРП досягають 100..150 м довжини при ши­рині 10..20 мм.

У газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм² застосовують ма­сивний ГРП, при якому розвивають тріщини довжиною до 1000 м, за­кріплені до 300т піску. Масивний ГРП дуже дорогий, тому передбача­ється кошторисною вартістю свердловин і збільшує її на 30-50%.

Для проведення ГРП зі свердловини піднімають НКТ та інше гли­бинне устаткування (насосне, газліфтне), шаблонують експлуатаційну колону, опускають пакер на НКТ і опресовують його. Процес ГРП по­чинається з перевірки приймальності свердловини при найменшій ви­траті рідини розриву з поступовим її збільшенням (наприклад, 225, 450, 900, 1500 м³/добу) і аж до значення, при якому забезпечуєть­ся закріплення тріщин. Далі закачується пісконосій з піском при постійній або зростаючій витраті рідини і при певній концентрації піс­ку К_пр = 40..250 кг/м³, яка залежить від в’язкості рідини, її фільтрівності у пласт і витрат. На завершення процесу потрібно ви­тіснити суміш рідини з піском із свердловини у пласт протискуючою рідиною і закрити НКТ для зниження тиску до атмосферного. Далі, піднімають НКТ з пакером і опускають глибинне устаткування для експлуатації свердловин.

Для проведення ГРП на свердловину потрібно завезти закріплюючий агент (кварцовий пісок) G_пс = 10..20 т фракцій 0,6..І мм або 1,0..1,6 мм, рідину розриву пласта (V_пс = 10..30 м), рідину пісконосій (V_пс = 100..300 м), рідину для протискування у пласт (V_пр)пісконосія в об’ємі тієї частини свердловини, по якій закачують рі­дини. Рідина розриву пласта має бути сумісною з пластовими флюїда­ми, добре фільтруватися у слабопроникну породу і не зменшувати її проникності, не горіти, бути доступною, недорогою і тому для цього найчастіше застосовують водні розчини ПАР.

Для звичайних ГРП найкраще застосовувати водні розчини (0,1..0,3%) ПАР і полімерів (ПАА, КЩ, ССБ). Наприклад, на Прикарпатті застосування 0,4% водного розчину ПАР забезпечує розвиток і закріплення тріщин піском кількістю до 10 т при концентрації його К_пс = 100 кг/м³, об’ємі рідини 100 м та її витраті близько 6000 м³/добу. Рідина, що протискується, має бути в’язкою і не горіти. Звичайно тут найкращі водні розчини (0,1..0,3%) ПАР.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений у пласті при нагнітанні рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірського тиску, а для нових тріщин — ще й міцності порід. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризу­ється різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3-7 МПа, яке іноді можна не помітити. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску, або його незначному збільшенні. В обох випад­ках спостерігається підвищення коефіцієнта приймальності свердловин К_прс, який після ГРП повинен збільшитися не менше, як у три-чотири рази, що вважається критерієм можливості закріплення тріщин піском.

Тріщини ГРП у неглибоких свердловинах (до 900 м) мають гори­зонтальну орієнтацію, а у глибоких — вертикальну або похилу, близь­ку до вертикальної. Розвиток тріщин відбувається у такій площині, де найменші сили опору, тобто найменший гірський тиск. Наприклад, напрям розвитку тріщин на деформованих антиклінальних складках Передкарпаття переважно збігається з напрямом короткої їх осі.

Тиск розриву пласта Р_р є найважливішим параметром ГРП. Досві­дом виявлено, що можна оцінити тиск розриву пласта за величиною гірського тиску ( 0,8Р_гіськ). Оскільки Р_р залежить від напруже­ного стану порід, який визначається не тільки глибиною залягання, така його оцінка є дуже ненадійною. Надійніше можна прогнозувати Р_р методом, що ґрунтується на поєднанні промислового досвіду ГРП у свердловинах даного регіону з дослідженням приймальності тієї сверд­ловини, в якій передбачається розрив.

Для нагромадження промислового досвіду у кожній свердловині, де проводиться ГРП, потрібно визначити тиск на вибої Р_о МПа, при найменшій подачі насосного агрегату, яка дорівнює близько 225 м³/добу, тиск на вибої Р_рп, який відповідає чотирикратному збільшенню К_про, м³/добу * МПа, а також максимальний тиск на ви­бої Р_р.мах, досягнутий при ГРП.

8.3 Визначення колекторських параметрів привибійної зони продуктивних пластів

Під час планування заходів із інтен­сифікації видобутку вуглеводнів необ­хідно знати параметри, що характеризу­ють стан привибійної зони свердловин. Для його оцінки використовують такі величини, як скін-ефект, втрати депресії (репресії)через скін-ефект, коефіцієнти досконалості свердловини та відношен­ня продуктивностей, які визначають за даними проведених гідродинаміч­них досліджень {кривими відновлен­ня/падіння вибійного тиску).

На сьогодні існує багато гідроди­намічних методів обробки кривих від­новлення тиску, однак їх використання пов'язано із громіздкими обчислення­ми. Це зумовлює великі затрати праці й часу та ускладнює своєчасне отри­мання інформації про фізичні пара­метри пласта.

Для розрахунку фільтраційних па­раметрів привибійної та віддаленої зон пласта за результатами гідродинамічнихдосліджень на неусталеному режимі фільтрації використовують значення ємнісних характеристик, властивостей флюїдів і дебітів рідини.

У ряді випадків під час проведення дослідження свердловин дебіт рідини визначити неможливо або його визначаютьіз досить великою похибкою. Це пов'язано з особливостями експлуатації свердловині технічним станом свердло­винного обладнання.

Запропонований експрес-ме­тод дає змогу визначати стан приви­бійної зони нафтових і нагнітальних свердловин за кривою відновлення (падіння) вибійного тиску (КВТ або КПТ)при невідомому дебіті (приймальності) рідини. У цьому методі прийнято одне припущення: величи­на радіуса контуру живлення дорів­нює половині відстані між свердло­винами.

Фактичні КВТ (КПТ) у закритій свердловині містятьдані про наявність і характер змін у фільтраційних пара­метрах, а також у розкритих свердловиною та охоплених процесом фільтрації пластах у напрямку від стінок свердло­вини до границь її впливу.

Послідовність визначення оціноч­них параметрів пласта за експрес-методом така [8]:

1 За результатами дослідження свердловини на неусталеному режимі фільтрації (КВТ або КПТ) визначають темп відновлення тиску:

Δ P_t = │P_t -P_t │, (8.1)

де P_t - поточний вибійний тиск на момент часу t, МПа;

P_t - початковий вибійний тиск на момент створення депресії (ре­пресії) у закритій свердловині, МПа..

2 За одержаними даними будують залежність Δ P_t - lgt ( (рисунок 8.1).

Рисунок 8.1 - Графічна залежність Δ P_t - lgt

Із графіка Δ P_t - lgt ( визначають:

- депресію (репресію) на пласт:

Δ P = │P_пл -P_t │, (8.2)

де P_пл - поточний пластовий тиск, МПа;

- кутовий коефіцієнт кінцевого пря­молінійного відрізка графіка відновлен­ня вибійного тиску:

(8.3)

- скін-ефект:

-

(8.4)

де R_k - радіус контуру живлення, м;

r_c - радіус свердловини по долоту в зоні перфорації, м;

- втрати депресії (репресії) через скін-ефект:

ΔP_S = 0,87S_i (8.5)

- коефіцієнт досконалості свердловини:

-

(8.6)

- коефіцієнт відношення продуктивностей (приймальностей):

-

(8.7)

де К, K_Π- відповідно поточний та по­тенційний коефіцієнти продуктивності, т/(д ·МПа).

Експрес-метод реалізується в про­грамному комплексі gidroEXP, що дає змогу оперативно проводити розра­хунок і аналіз необхідних параметрів, у т. ч. із урахуванням накопичених да­них за весь період експлуатації свердло­вин нафтових родовищ.

У таблиці 8.1 наведено результати гідродинамічних досліджень нафтових і нагнітальних свердловин Анастасіївського родовища НГВУ «Охтирканафтогаз», отримані методом дотичної та експрес-методом. Порівняння даних показало, що похибка у визначенні оці­ночних параметрів привибійної зони з відомим і невідомим дебітами не пере­вищує 10%. Це підтверджує можливість широкого застосування зазначеного експрес-методу під час оцінки стану при-вибійної зони нафтових і нагнітальних свердловин.

Таблиця 8.1 – Порівняльна характеристика методів оцінки стану при вибійної зони за даними гідродинамічних досліджень свердловин Анастасіївського родовища

Отже, експрес-метод дає змогу:

- визначати оціночні параметри привибійної зони свердловини з невідомим дебітом (приймальністю);

- оперативно оцінювати стан привибійної зони;

- визначати доцільність і технологіч­ну ефективність обробки свердловини [8].

Читайте також:

1. Але відмінні від значення функції в точці або значення не існує, то точка називається точкою усувного розриву функції .
2. Будьте обережними, коли виходите на вулицю. Пам'ятайте, що у ожеледицю найчастіше трапляються струси, переломи, вивихи, розтяги та розриви.
3. Вибір промивної рідини для розкриття пласта
4. ВИЗНАЧЕННЯ ГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ
5. Вплив промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта
6. ВПЛИВ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ НА ЯКІСТЬ РОЗКРИТТЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
7. Вторине розкриття продуктивного пласта перфорацією
8. Гідравлічний мотор
9. Гідравлічний радіус і еквівалентний діаметр
10. Гідравлічний розрахунок
11. Гідравлічний розрахунок малих мостів
12. Гідравлічний розрахунок сифонів

Переглядів: 2659