- •Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
- •Введение
- •1. Состояние остаточных запасов нефти
- •1.1. Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении
- •1.2. Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения
- •1.3. Виды остаточных запасов нефти и её свойства
- •1.4. Классификация методов и факторы, определяющие их эффективность
- •1.6.Критерии эффективного применения методов.
- •Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении.
- •2. Разработка нефтяных месторождений с использованием заводнения
- •2.1. Системы разработки месторождения с использованием заводнения
- •2.2.Изменение направлений фильтрационных потоков
- •3. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами
- •3.1. Физико-химические методы регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении
- •3.2. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующих композиций химреагентов
- •3.3. Применение пав и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти из пористой среды с применентем пав
- •3.4. Увеличение охвата воздействием неоднородного пласта с применением композиций на основе силиката натрия
- •3.5. Гелеобразующие композиции на основе нефелина и соляной кислоты
- •3.6. Технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования отработанной щелочи
- •3.7. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кислотного воздействия
- •3.8.Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи
- •3.8.1.Предложения и выводы по применению биополимеров
- •3.9. Расчет фильтрация водных растворов активных примесей в пласте
- •3.10. Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения.
- •3.11. Методы увеличения нефтеотдачи пластов применяемые на месторождениях ао «Томскнефть».
- •3.11.1. Технология использования полимерно углеводородных систем (пус).
- •3.11.2. Технологический процесс закачки композиции.
- •3.11.3. Экономической эффективность от дополнительной добычи нефти за счет закачки полимерно- углеводородной системы (пус)
- •3.11.4. Заключение
- •3.12. Проект физико-химического воздействия
- •4. Воздействие на пласт физическими полями
- •4.1.Тепловые методы воздействия на пласт.
- •5. Механические методы воздействия
- •5.1. Гидравлический разрыв пласта
- •5.1.1.Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта
- •5.1.2. Опыт применения гидроразрыва пласта за рубежом
- •5.1.3. Основные понятия о методе гидравлического разрыва пласта
- •Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары сша)
- •5.1.4. Расчет гидравлического разрыва пласта
- •5.1.5. Техника и технология гидравлического разрыва пласта
- •2.4. Продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.
- •5.1.6. Оценка технологической эффективности проведения грп
- •6.Воздействие на призабойную зону скважины с целью повышения нефтеотдачи
- •6.1. Форсированный отбор жидкости
- •6.1.1.Борьба с обводнением скважин
- •6.2. Физико-химические методы воздействия на призабойную зону скважин
5.1.4. Расчет гидравлического разрыва пласта
Составить план проведения гидроразрыва пласта, выбрать рабочие жидкости и оценить показатели процесса для седующих условий :
Эксплуатационная скважина (таблица 14), месторождения.
Таблица 14.
ПОКАЗАТЕЛЬ |
ОБОЗНАЧЕНИЕ |
ВЕЛИЧИНА |
РАЗМЕРНОСТЬ |
Глубина скважины |
L |
2100 |
м |
Диаметр по долоту |
D |
0,25 |
м |
Вскрытая толщина пласта |
H |
13,5 |
м |
Средняя проницаемость |
K |
9,8*10-8 |
м2 |
Модуль упругости пород |
E |
2*1010 |
Па |
Коэффициент Пуассона |
|
0,25 |
|
Средняя плотность пород над продуктивным горизонтом |
п |
2385,2 |
кг/м3 |
Плотность жидкости разрыва |
н |
930 |
кг/м3 |
Вязкость жидкости разрыва |
|
0,2 |
Па*с |
Концентрация песка |
С |
1200 |
кг/м3 |
Темп закачки |
Q |
1,2*10-2 |
м3/с |
1.Вертикальная составляющая горного давления:
Ргв = gL = 2385,6*9,81*2100*10-6 = 46,75 МПа
2.Горизонтальная составляющая горного давления:
Рг = Ргв*/(1-) = 46,75*0,25/(1-0,25) = 15,58 МПа
В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины.
Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтина , плотность и вязкость даны в таблице. Соддержание песка принимаем (см в таблице 4.) , для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 5 т кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм, темп закачки (данные в таблице 4.), что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин.
При ГРП непрерывно закачивают жидкость-песконоситель в объеме 7,6 м3 , которая одновременно является и жидкостью разрыва.
Для определения параметров трещины используем формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П.Желтова.
3.Определим давление на забое скважины в конце гидроразрыва:
Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*/((1-2)2*Рг2*Vж) =5,25*(2*1010)2*12*10-3*0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6) = 2*10-4
Рзаб = 49,4*106 = 49,4 МПа
4.Определяем длину трещины :
l = (VжE/(5,6(1-2)h(Рзаб-Рг)))1/2 = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*13,5*(49,4 - 15,58)*106))1/2 = 31,7 м
5.Определяем ширину (раскрытость) трещины:
= 4(1-2)*l*(Рзаб-Рг)/ = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 = 0,0158 м =1,58 см
6.Определим распространение жидкости-песконосителя в трещине:
l1=0,9*l = 0,9*31,7 = 28,5 м
7.Определим остаточную ширину трещины, принимая пористость песка после ее закрытия m=0,2:
1 = no/(1-m) = 1,58*0,107/(1-0,3) = 0,73 см
8.Определяем проницаемость трещины такой ширины:
kт = 21/12 = 0,00732/12 = 4,44*10-6 м2
Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром d = 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.
Определим параметры ГРП.
1.Потери давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ.
ж = н(1-no)+пес*no = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м3
Число Рейнольдса
Re = 4Qж/(dж) = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9
Коэффициент гидравлического сопротивления
= 64/Re = 64/633,7 = 0,124
По Ю.В.Желтову, при наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re=516.9 и no = 0,324 возрастают в 1,52 раза:
16Q2L 1,52*0,124*16*(12*10-3)2*2100*1439
Рт = 1,52 ж = = 26 МПа
22d5 2*3,142*0,0765
2.Давление, которое нужно создать на устье при ГРП:
Ру = Рзаб-жgL + Рт = 49,4-1439*9,81*2100*10-6 + 26 = 45,9 Мпа
3.Рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН-700 (табл. 15.)
Таблица.15.
Скорость |
Подача, л/с |
давление, мпа |
1 |
6,0 |
70 |
2 |
8,3 |
51 |
3 |
11,6 |
36 |
4 |
14,6 |
29 |
Необходимое число насосных агрегатов:
N = РуQ/(РаQakтс) +1 = 45,9*12/(29*14,6*0,8) + 1 = 3
Где Ра- рабочее давление агрегата;
Qa- подача агрегата при этом давлении
kтс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы kтс = 0,5 - 0,8
4.Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя :
Vп = 0,785*d2L = 0,785*0,0762*2100 = 9,52 м3
5.Продолжительность гидроразрыва :
t = (Vж+Vп)/Qа = (7,6+6,37)/(14,6*10-3*60) = 19,5 мин.