МАРК РЕГНЕРУС ДОСЛІДЖЕННЯ: Наскільки відрізняються діти, які виросли в одностатевих союзах
РЕЗОЛЮЦІЯ: Громадського обговорення навчальної програми статевого виховання ЧОМУ ФОНД ОЛЕНИ ПІНЧУК І МОЗ УКРАЇНИ ПРОПАГУЮТЬ "СЕКСУАЛЬНІ УРОКИ" ЕКЗИСТЕНЦІЙНО-ПСИХОЛОГІЧНІ ОСНОВИ ПОРУШЕННЯ СТАТЕВОЇ ІДЕНТИЧНОСТІ ПІДЛІТКІВ Батьківський, громадянський рух в Україні закликає МОН зупинити тотальну сексуалізацію дітей і підлітків Відкрите звернення Міністру освіти й науки України - Гриневич Лілії Михайлівні Представництво українського жіноцтва в ООН: низький рівень культури спілкування в соціальних мережах Гендерна антидискримінаційна експертиза може зробити нас моральними рабами ЛІВИЙ МАРКСИЗМ У НОВИХ ПІДРУЧНИКАХ ДЛЯ ШКОЛЯРІВ ВІДКРИТА ЗАЯВА на підтримку позиції Ганни Турчинової та права кожної людини на свободу думки, світогляду та вираження поглядів
Контакти
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 Кпр = 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) Gпс = 10..20 т фракцій 0,6..І мм або 1,0..1,6 мм, рідину розриву пласта (Vпс = 10..30 м), рідину пісконосій (Vпс = 100..300 м), рідину для протискування у пласт (Vпр)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 Кпс = 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 Кпрс, 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 Рр є найважливішим параметром ГРП. Досвідом виявлено, що можна оцінити тиск розриву пласта за величиною гірського тиску ( 0,8Ргіськ). Оскільки Рр залежить від напруженого стану порід, який визначається не тільки глибиною залягання, така його оцінка є дуже ненадійною. Надійніше можна прогнозувати Рр 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 Ро МПа, при найменшій подачі насосного агрегату, яка дорівнює близько 225 м3/добу, тиск на вибої Ррп, який відповідає чотирикратному збільшенню Кпро, м3/добу * МПа, а також максимальний тиск на вибої Рр.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 Pt = │Pt -Pt │, (8.1) де Pt - поточний вибійний тиск на момент часу t, МПа; Pt - початковий вибійний тиск на момент створення депресії (репресії) у закритій свердловині, МПа.. 2 За одержаними даними будують залежність Δ Pt - lgt ( (рисунок 8.1). Рисунок 8.1 - Графічна залежність Δ Pt - lgt
Із графіка Δ Pt - lgt ( визначають: - депресію (репресію) на пласт: Δ P = │Pпл -Pt │, (8.2) де Pпл - поточний пластовий тиск, МПа; - кутовий коефіцієнт кінцевого прямолінійного відрізка графіка відновлення вибійного тиску: (8.3)
- скін-ефект: - (8.4)
де Rk - радіус контуру живлення, м; rc - радіус свердловини по долоту в зоні перфорації, м; - втрати депресії (репресії) через скін-ефект:
ΔPS = 0,87Si (8.5)
- коефіцієнт досконалості свердловини: - (8.6)
- коефіцієнт відношення продуктивностей (приймальностей): - (8.7)
де К, KΠ- 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:
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|