содержание   ..   140  141  142  143  144  145  146  147  148  149  ..

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

СТО Газпром 2-2.3-635-2012

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2012

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-

   исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

   
    

2. ВНЕСЕН Управлениемподобычегазаигазовогоконденсата(нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»

   
    

3. УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

распоряжением ОАО «Газпром» от 23 сентября 2011 г.

№ 541

4 ВЗАМЕН ВРД 39-1.8-028-2001

© ОАО «Газпром», 2011

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2012

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

1. Область применения 1

2. Нормативные ссылки 1

3. Термины, определения и сокращения 2

4. Выбор скважин для проведения гидроразрыва пласта 3

5. Оценка технологической эффективности проведения гидроразрыва пласта 7

6. Методика оценки параметров проведения гидроразрыва пласта 9

7. Выбор пропанта 16

8. Методика оценки температур в насосно-компрессорных трубах

   и на забое при проведении гидроразрыва пласта 18

9. Методика проверочного расчета на прочность насосно-компрессорных

   труб и пакера при проведении гидроразрыва пласта 21

10. Выбор оборудования 25

    Приложение А (обязательное) Методика определения горизонтальной составляющей горного давления по результатам мини-

    гидроразрыва пласта 26

    Приложение Б (рекомендуемое) Зависимость потерь давления на трение от скорости закачки воды в лифтовые колонны различного

    диаметра 27

    Приложение В (обязательное) Методика экспериментального определения коэффициента утечек CL и коэффициента мгновенных утечек SP

    в лабораторных условиях 28

    Приложение Г (обязательное) Проницаемость наиболее распространенных пропантов 29

    Приложение Д (обязательное) Схема скважины, принятая для теплового расчета 30

    Приложение Е (рекомендуемое) Типовая схема обвязки оборудования

    для проведения гидроразрыва пласта 31

    Приложение Ж (обязательное) Пример проектирования гидроразрыва пласта. 32

    Библиография 46

    
     

    III

    Введение

    
     

    Настоящий стандарт разработан с целью повышения эффективности работ по гидроразрыву пласта в скважинах, вскрывающих терригенные коллекторы, в соответствии «Программой научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2010 год», утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером (от 31 декабря 2009 г. № 01-144).

    Настоящий стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по договору от 23 июня 2010 г. № 2077-0710-10-1 на выполнение научно-исследовательских работ авторским коллективом: к.т.н. И.В. Шулятиков, Х.А. Кулахмедов, С.А. Мельников, к.т.н. Н.Е. Середа, к.т.н. С.В. Малышев, Ю.В. Одинцова, Е.В. Воронина. В разработке настоящего стандарта принимали участие А.Г. Филиппов, В.Ю. Артеменков (ОАО «Газпром»).

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

    
     

    

    ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ.

    ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

    
     

    

    Дата введения – 2012-07-16

    
     

    1. Область применения

       
        

       1. Настоящий стандарт регламентирует методику расчета параметров проведения гидроразрыва пласта в газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих терригенные коллекторы.

       2. Положения настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» при разработке проектных документов на выполнение работ по проведению гидроразрыва пласта в терригенных коллекторах и оценке его эффективности.

          П р и м е ч а н и е – По вопросам, не затронутым настоящим стандартом, исполнители работ на скважинах руководствуются проектной и технологической документацией, утвержденной и согласованной в порядке, определенном ПБ 08-624-03 [1].

          
           

    2. Нормативные ссылки

       
        

       В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ Р 50544-93 Породы горные. Термины и определения

       ГОСТ Р 51761-2005 Пропанты алюмосиликатные. Технические условия

       ГОСТ Р 53366-2009 Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных или насоснокомпрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

       СТО Газпром 7.0-001-2009 Строительство скважин. Термины и определения. Классификация

       П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен

       
        

       

       Издание официальное

       (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

       
        

    3. Термины, определения и сокращения

       
        

       3.1.1 гидроразрыв пласта; ГРП: Формирование трещин в массиве горных пород под действием давления жидкости в скважине.

       [СТО Газпром 7.0-001-2009, пункт 3.135]

        

       1. В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ Р 50544, СТО Газпром 7.0-001, а также следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

          
           

          3.1.2 давление забойное: Давление на забое скважины. [СТО Газпром 7.0-001-2009, пункт 3.129]

           

          3.1.3 давление затрубное: Давление в кольцевом пространстве между насоснокомпрессорной трубой и обсадной колонной, измеряемое на устье скважины.

          
           

          3.1.4 давление пластовое: Давление пластовых флюидов в открытых порах пласта. [СТО Газпром 7.0-001-2009, пункт 3.128]

           

          
           

          1. кольматация: Процесс естественного или искусственного проникновения в поры горных пород механических частиц, содержащихся в жидкостях вскрытия и освоения, с возможным последующим их набуханием, и снижающих проницаемость призабойной зоны пласта.

          2. породы терригенные: Осадочные горные породы, сложенные преимущественно терригенными минералами (песчаники, алевролиты и глинистые породы).

          3. пористость: Объем всех первичных и вторичных пустот (пор, каверн, микротрещин и др.) в горных породах.

          
           

          3.1.8 проницаемость горной породы: Параметр, характеризующий удельное количество флюидов, перемещающихся в горной породе при единичном градиенте давления.

          [СТО Газпром 7.0-001-2009, пункт 3.122]

           

          
           

          1. пропант: Гранулированные порошки (чаще всего алюмосиликатные) высокой прочности, предназначенные для сохранения в открытом состоянии трещин, образовавшихся при гидравлическом разрыве пласта.

             
              

             жины.

          2. скин-эффект: Явление изменения проницаемости в призабойной зоне сква-

             
              

          3. фильтрация в горных породах: Движение жидкости (нефти, воды) или газа

             сквозь пористую среду в породах.

          4. потенциальный дебит скважины: Дебит скважины перед проведением гидроразрыва пласта без учета скин-эффекта.

          3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: ГВК – газоводяной контакт;

          ГДИ – газодинамические исследования;

          ГИС – геофизические исследования скважин; КВД – кривая восстановления давления; КПД – коэффициент полезного действия; НКТ – насосно-компрессорные трубы;

          ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства.

          
           

    4. Выбор скважин для проведения гидроразрыва пласта

       
        

       1. При выборе скважин необходимо учитывать:

          • дебит скважины и ее техническое состояние;

          • параметры трещины, которые необходимо получить и которые возможно получить при проведении ГРП;

          • необходимость проведения повторной перфорации;

          • необходимость замены НКТ на время проведения ГРП.

       2. Объектами проведения ГРП являются:

          • новые скважины на стадии их ввода в эксплуатацию;

          • скважины из действующего фонда; выбираются в первую очередь скважины, увеличение дебита которых обусловлено устойчивой их работой в шлейф, т.е. низкодебитные скважины, причиной низкого дебита которых являются кольматация призабойной зоны пласта или низкая проницаемость продуктивных пропластков, вскрытых скважиной.

            Скважина должна быть исправной и отвечать следующим требованиям:

          • крепление объектов должно обеспечивать надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов друг от друга и отсутствие перетоков флюидов;

          • заколонное пространство должно быть полностью заполнено тампонажными смесями, должно обеспечивать качественное сцепление тампонажного камня с колонной и стенкой скважины;

          • установленное устьевое оборудование с рабочим давлением должно соответствовать ожидаемым давлениям на устье при проведении обработки и обеспечивать герметизацию устья скважины в соответствии с ПБ 08-624-03 [1], возможно с применением устьевого пакера;

          • лифтовая колонна должна быть изготовлена из труб, соответствующих ГОСТ Р 53366, и не должна иметь смятий и других повреждений, снижающих ее прочностные свойства и препятствующих прохождению спускаемых инструментов, применяемых для контроля измерения параметров состояния скважины и параметров ГРП;

          • лифтовая колонна должна быть герметична;

          • пакер должен обеспечить герметичность межколонного пространства;

          • скважина не должна иметь межколонных перетоков;

          • скважина должна быть очищена от остатков бурового раствора и техногенной воды;

          • при проведении ГРП в новых скважинах, вскрывающих продуктивные пласты толщиной более 25 м, а также в горизонтальных скважинах на стадии строительства следует установку пакеров для проведения поинтервального гидроразрыва.

       3. При выборе параметров ГРП необходимо руководствоваться следующими положениями:

          • эффективность ГРП определяется эквивалентным радиусом скважины, получаемым после проведения ГРП;

          • эквивалентный радиус является функцией не только длины трещины, но и ее проводимости;

          • зависимость увеличения дебита от длины трещины, даже при ее проводимости около 10, является нелинейной; так, при полудлине трещины 50 м дебит незакольматированной скважины увеличивается в 2,5 раза, а при увеличении полудлины трещины в 2 раза (100 м) дебит увеличивается в 3 раза, т.е. примерно на 20 %, а затраты на проведение ГРП увеличиваются в несколько раз;

          • при проведении ГРП в скважине с закольматированной зоной при полудлине трещины, незначительно превышающей радиус кольматации, удается соединить скважину с незагрязненной зоной и увеличить дебит в несколько раз;

          • для скважин с пластовым давлением ниже гидростатического не следует стремиться получить длинные трещины, так как с увеличением длины трещины увеличивается кольматация притрещенной зоны пласта, что приводит к трудностям при освоении скважины и снижению эффективности ГРП;

          • получение проводимости трещины больше трех нецелесообразно, так как увеличение ее не приведет к увеличению эквивалентного радиуса скважины, а следовательно, и к увеличению дебита;

          • с увеличением проницаемости продуктивного пласта, вскрытого скважиной, для получения достаточной проводимости трещины требуется большая ширина трещины, закрепленная пропантом, что может привести к рискам остановки процесса ГРП, поэтому с увеличением проницаемости продуктивного пласта рекомендуется ограничить длину трещины;

          • максимальную длину трещины в зависимости от проницаемости продуктивного пласта рекомендуется принимать по зависимости, приведенной на рисунке 1;

          

          

           

          Q L, м

          
           

          Кратность увеличения дебита

           

          2,4 40

          
           

          2,1

          
           

          1,8

          
           

          1,5

          1,25

          Полудлина трещины, м

           

          30

          
           

          20

          
           

          10

          
           

          0 50 100 150 200

          Проницаемость пласта, мД

          
           

          Рисунок 1 – Зависимость рекомендуемой максимальной длины трещины от проницаемости пласта

          
           

          • для скважины с закольматированнной призабойной зоной пласта полудлину трещины Lf, м, вычисляют по формуле

            

            

            (1)

            
             

            где  – эквивалентный радиус скважины, м, который в соответствии с Изданием [2] вычисляют по формуле

            
             

            

            
             

            где rw – радиус скважины, м;

            е – основание натурального логарифма (е = 2,7);

            s – коэффициент скин-эффекта;

            rs – радиус закольматированной зоны, м;

            (2)

             – безразмерная проводимость трещины для скважины с закольматированной зоной, которую вычисляют по формуле

            
             

            

             (3)

            
             

            где kf – проницаемость трещины, м2;

            Wfp – ширина трещины, закрепленная пропантом, м;

            k – проницаемость пласта, м2.

            При оценке длины трещины с закольматированной призабойной зоной пласта эквивалентный радиус скважины принимается не менее радиуса закольматированной зоны.

       4. При выборе длины трещины следует учитывать следующее:

          • с увеличением длины трещины коэффициент эффективности жидкости гидроразрыва снижается, так как увеличивается поверхность утечки жидкости в пласт; коэффициент эффективности жидкости гидроразрыва снижать меньше 0,2 нецелесообразно, так как это может привести к остановке процесса ГРП;

          • для скважин, вскрывающих продуктивные пласты, в которых в интервале между ГВК и нижними перфорационными отверстиями нет глинистых пропластков толщиной более 5 м, способных ограничить распространение трещины в сторону ГВК, длина трещины должна быть ограничена и не превышать расстояние между ГВК и нижними перфорационными отверстиями;

          • для исключения операции глушения скважины после проведения ГРП, связанной с заменой НКТ, используемой при проведении ГРП, на НКТ, ранее установленную, необходимо провести проверочный расчет на прочность установленной НКТ с учетом изменения температурного режима во время проведения ГРП и в случае положительного результата не проводить ее замену.

       5. Порядок выбора параметров трещины гидроразрыва пласта

          1. Из технологической целесообразности оценить минимальный дебит, который должна иметь скважина после ГРП.

          2. Оценка состояния призабойной зоны скважины

             1. Потенциальный дебит скважины Qп, тыс. м3/сут, в соответствии с Изданием [3] вычисляют по формуле

                 (4)

                где  – продуктивная характеристика пласта, определяется по данным ГИС;

                ki – проницаемость i-го пропластка, слагающего пласт, м2;

                hi – толщина i-го пропластка, слагающего пласт, м;

                Pпл – пластовое давление, Па;

                Pз – забойное давление, Па;

                Pст – давление в стандартных условиях, Па; Тст – температура в стандартных условиях, К; z – коэффициент сверхсжимаемости флюида;

                μг – вязкость пластового флюида, Па·с;

                T – температура пласта, К;

                re – радиус дренирования скважины, м;

                rw – радиус скважины, м.

             2. Потенциальный дебит сравнивают с фактическим, если потенциальный дебит больше фактического, то призабойная зона скважины загрязнена, если потенциальный дебит меньше или равен фактическому, то скважина вскрывает пласты с низкими фильтрующими свойствами.

          3. Длину трещины выбирают, руководствуясь положениями, изложенными в 4.3.

          4. По выбранной длине трещины проводят предварительную оценку ожидаемой эффективности ГРП. Если увеличение ожидаемого дебита выше оцененного, то параметры трещины принимаются. Если ожидаемая эффективность ГРП ниже, то ГРП проводить нецелесообразно.

          5. В процессе оценки параметров проведения ГРП вычисляется коэффициент эффективности жидкости ГРП, который должен быть не менее 0,2; если коэффициент меньше указанного значения, то выбирается жидкость с другим коэффициентом утечек или уменьшается длина трещины, которую возможно получить с заданной проводимостью.

          6. По уточненной длине трещины оценивается окончательная ожидаемая эффективность и решается вопрос о целесообразности проведения ГРП.

          7. Проводится оценка температурного режима и проверочный расчет на прочность установленной в скважине НКТ и решается вопрос о замене НКТ на время проведения ГРП.

          8. Если ГРП проводится без замены НКТ и расчетные потери давления в перфорационных отверстиях составляют больше 0,2 МПа, то перед проведением ГРП в скважине проводится повторная перфорация.

          9. Повторная перфорация проводится во всех случаях при замене НКТ.

             
              

    5. Оценка технологической эффективности проведения гидроразрыва пласта

       
        

       1. Эффективность ГРП определяется отношением продуктивности скважины после ГРП и ее продуктивности до ГРП.

       2. Дебит загрязненной скважины и дебит после гидроразрыва пласта оценивается по формуле (4), в которой вместо радиуса скважины rw, м, подставляется эквивалентный радиус.

       3. Эквивалентный радиус загрязненной скважины , м, после проведения в ней ГРП

          вычисляют по формуле

           (5)

          где Lf – полудлина трещины, м;

          rs – радиус закольматированной зоны, м;

          e – основание натурального логарифма (e = 2,7);

           – безразмерная проводимость трещины для скважины с закольматированной зоной, которую вычисляют по формуле (3).

       4. Эквивалентный радиус незагрязненной скважины , м, после проведения в ней ГРП вычисляют по формуле

           (6)

          

          где FCD – безразмерная проводимость трещины для скважины с незагрязненной зоной, которая вычисляется по формуле

           (7)

          
           

          где  – коэффициент, учитывающий увеличение высоты трещины за счет распространения ее в непродуктивные пропластки, который равен отношению общей высоты трещины к высоте продуктивных пропластков.

       5. Эффективность ГРП для скважин с закольматированной зоной вычисляют по фор-

          

          

          муле

          
           

          (8)

          
           

          где  – продуктивность скважины после ГРП, м3/(с·Па);

          PIs – продуктивность скважины до ГРП, м3/(с·Па);

          re – радиус контура дренирования, м;

          rs – радиус загрязненной зоны, м;

          rw – радиус скважины, м;

          k – проницаемость пласта, м2;

          ks – проницаемость закольматированной зоны пласта, м2;

          L – полудлина трещины ГРП, м;

           – безразмерная проводимость трещины для скважины с закольматированной зоной, вычисляется по формуле (3).

       6. Эффективность ГРП для скважины с незакольматированной зоной  вычисляют

          

          по формуле

          

           (9)

          
           

          
           

       7. Если безразмерная проводимость трещины, полученной после ГРП, больше трех, то эффективность ГРП вычисляют:

          • для скважины с закольматированной зоной по упрощенной формуле

            

            

             (10)

          • для скважины без закольматированной зоны по упрощенной формуле

            
             

             (11)

            
             

    6. Методика оценки параметров проведения гидроразрыва пласта

       
        

       1. Основными параметрами проведения ГРП являются:

          • давление на забое скважины;

          • давление на устье скважины;

          • объем пропанта гидроразрыва;

          • объем жидкости гидроразрыва.

       2. Давление на забое скважины , Па, при гидроразрыве пласта определяется горизонтальной составляющей горного давления , Па, и давлением распространения трещины , Па, по Изданию [2]:

          

          

          

          (12)

          
           

          1. Давление горизонтальной составляющей горного давления , Па, в соответствии с Изданием [2] вычисляют по формуле

             

              (13)

             где  – коэффициент Пуассона; Ph – горное давление, Па;  – постоянная Биотта;

             Pпл – пластовое давление, Па.

             1. Горное давление Ph, Па, вычисляют по формуле

                

                 n  (14)

                
                 

                

                где n – средняя плотность породы над продуктивным пластом, кг/м3;

                g – ускорение свободного падения (9,81 м/с2);

                H – глубина залегания пласта, м.

                

                

             2. Постоянную Биотта б вычисляют по формуле

                
                 

                (15)

                
                 

                M

                 

                где C – сжимаемость скелета породы, Па-1;

                Cп – сжимаемость породы, Па-1.

             3. Давление горизонтальной составляющей горного давления могут определять при проведении мини-ГРП по давлению закрытия трещины. Определение горизонтальной составляющей горного давления по результатам мини-ГРП проводят по методике в соответствии с приложением А.

1. Давление распространения трещины , Па, в соответствии с Изданием [2] вы-

   числяют по формуле

   
    

   

   
    

   где  – модуль Юнга при плоской деформации, Па, который вычисляют по формуле

   (16)

   
    

   (17)

   
    

   

   где E – модуль Юнга, Па;

    – коэффициент Пуассона;

   Wf – ширина трещины во время обработки, м;

   hf – высота трещины, м.

   

   1. Высота трещины hf с учетом распространения ее в непродуктивные пропластки вычисляют по формуле

      (18)

      
       

      где h0 – высота продуктивного пласта, м;

      Δ – разница напряжений между продуктивными и непродуктивными пропластками, которую вычисляют по формуле

      
       

      

      где НП – нормальное напряжение в непродуктивном пропластке, Па;

      ПП – нормальное напряжение в продуктивном пропластке, Па.

      (19)

      При разрыве продуктивного пласта, состоящего из многих пропластков, разделенных непроницаемыми пропластками, высота трещины принимается равной общей толщине пласта, если  > 0,8(НП – ПП).

   2. Ширину трещины во время обработки Wf, м, вычисляют по формуле

      

       (20)

      где Wfр – ширина трещины, закрепленная пропантом, м, которую вычисляют по формуле

      
       

      
       

         

      где Wэф – эффективная ширина трещины после закрепления пропантом, м;

      (21)

      Wlost – часть ширины трещины, на которую она уменьшается за счет вдавливания пропанта, принимают равной половине диаметра пропанта, м;

      F – коэффициент заполнения трещины, учитывающий степень ее расширения для обеспечения транспорта пропанта.

   3. Коэффициент F вычисляют по формуле

 (22)

где Cpf – концентрация пропанта в жидкости ГРП, находящейся в трещине на момент окончания закачки, кг/м3 (вес пропанта отнесен к 1 м3 жидкости);

p – плотность материала пропанта, кг/м3;

Cp – концентрация пропанта в жидкости разрыва, кг/м3;

mp – пористость пропанта.

Пористость пропанта для расчетов принимают равной 0,35. Плотность пропанта зависит от его типа. Коэффициент F обычно принимают от 0,4 до 0,6.

1. Давление на устье скважины Pу, Па, при проведении ГРП вычисляют по формуле

     (23)

   где Pc – горизонтальная составляющая горного давления, Па;

   Pnet – давление, необходимое для расширения и распространения трещины, Па;

   PТР – потери давления на трение в НКТ, Па;

   Pпер – потери давления на трение в перфорации, Па;

   PH – гидростатическое давление столба жидкости ГРП, Па.

   1. Оценка потерь на трение при движении жидкости по трубе

      1. Потери давления на трение PТР, Па, ньютоновской жидкости при течении по трубам лифтовой колонны вычисляют по формуле

         

          (24)

         где  – коэффициент сопротивления;

         L – длина лифтовой колонны, м;

         q – скорость закачки жидкости в скважину, м3/с.

         Для гладких труб коэффициент сопротивления  вычисляют по формуле

         
          

         

         где Re – число Рейнольдса, которое вычисляют по формуле

         
          

         

         где U – средняя скорость движения жидкости в лифтовой колонне, м/с;

         d – внутренний диаметр лифтовой колонны, м;

         ж – плотность жидкости, кг/м3;

         μж – динамическая вязкость жидкости, Па·с.

         

         Для шероховатых труб коэффициент сопротивления  вычисляют по формуле

         
          

         (25)

         
          

         (26)

         
          

         (27)

         
          

         где r1 – внутренний радиус лифтовой колонны;

         Кш – абсолютная шероховатость труб, м.

         Зависимость потерь давления на трение от скорости закачки воды в лифтовую колонну различного диаметра приведена в приложении Б.

         Если лифтовая колонна состоит из секций труб различного диаметра, то потери давления на трение вычисляют путем суммирования потерь давления на трение в каждой секции или в расчетах используется эквивалентный диаметр dэкв, м, который в соответствии с Ин-

         струкцией [4] вычисляют по формуле

         

          (28)

         где Vi – объем i-й секции НКТ, м3;

         Li – длина i-й секции НКТ, м.

      2. Потери давления на трение при течении по трубам неньютоновских жидкостей

PТР, Па, вычисляют по формуле

где f – коэффициент трения;

q – скорость закачки жидкости в скважину, м3/с. Коэффициент трения определяют по формуле Блазиуса

(29)

(30)

где a и b – эмпирические коэффициенты, которые вычисляют по формулам

где n – реологическая характеристика неньютоновской жидкости;

Reм – модифицированное число Рейнольдса, вычисляемое по формуле

1. Гидростатическое давление PH, Па, определяют по формуле

   
    

   (31)

   
    

   (32)

   
    

   (33)

   
    

     (34)

   
    

   где H – глубина скважины, м.

   

2. Потери давления в перфорационных отверстиях , Па, в соответствии с Изданием [2] вычисляют по формуле

    (35)

   
    

   где dn – диаметр перфорационных отверстий, м;

   Nn – количество перфорационных отверстий;

   C – коэффициент трения перфорационного отверстия, C = 0,6 – без подачи пропанта,

   C = 0,9 – при подаче пропанта.

   Потери давления на трение не должны превышать 0,2 МПа. При превышении необходимо провести повторную перфорацию.

3. Оценка устьевого давления при закачке пропанта

   1. При закачке пропанта изменяются две составляющие устьевого давления: гидростатическое давление и потери давления на трение.

      

   2. Гидростатическое давление при закачке пропанта PH, Па, вычисляют по формуле

      (36)

      
       

      

      где см – плотность суспензии (жидкость с пропантом), кг/м3, которую вычисляют по формуле

      

      (37)

   3. Потери давления на трение при закачке пропанта , Па, в соответствии с Изданием [2] вычисляют по формуле

(38)

где  – относительные потери на трение, вычисляют по формуле

где m – показатель, принимаемый в соответствии с Изданием [2] равным 0,2; μr – относительная вязкость суспензии, которую вычисляют по формуле

(39)

(40)

где μs и μж – вязкости суспензии и жидкости, Па·с;

 – объемный фактор – объем пропанта в 1 м3 суспензии, который вычисляют по

формуле

(41)

где Cp – концентрация пропанта в жидкости разрыва, кг/м3;

ж – плотность жидкости, кг/м3;

 – объемный фактор при максимальной концентрации пропанта, который принимают для пропанта равным 0,6;

n – реологический показатель жидкости;

r – относительная плотность суспензии, вычисляют по формуле

 (42)

PТР – потери на трение суспензии, Па.

1. Расчет объема пропанта и жидкости гидроразрыва

   1. Количество необходимого пропанта Gp, кг, вычисляют по формуле

      
       

      
       

       

   2. Объем жидкости для проведения ГРП Vi, м3, вычисляют по формуле

      
       

       

      где Vпод – объем жидкости подушки, м3;

      Vp – объем жидкости для закачки пропанта, м3.

   3. Объем жидкости подушки Vпод, м3, вычисляют по формуле

      
       

        

      где i – коэффициент эффективности использования жидкости ГРП.

      (43)

      
       

      (44)

      
       

      (45)

      

   4. Объем жидкости для закачки пропанта Vp, м3, вычисляют по формуле

      
       

      (46)

      
       

      где Cp – концентрация пропанта (вес пропанта в 1 м3 жидкости ГРП), кг/м3.

   5. Объем профильтровавшейся жидкости через стенки трещины в пласт VLP, м3, в соответствии с Изданием [2] вычисляют по формуле

      

       (47)

      

      где CL – коэффициент утечек жидкости в пласт, м/ ;

      Sp – мгновенные утечки в поровое пространство, м3/м2;

      tp – время закачки жидкости ГРП в скважину, с.

      Коэффициенты CL и Sp определяются экспериментально в лабораторных условиях в соответствии с приложением В.

      

   6. Коэффициент эффективности использования жидкости i вычисляют по формуле

      

      (48)

      
       

      где VLP – объем жидкости, которая профильтруется в пласт через поверхность трещины за время закачки жидкости, м3.

   7. После определения объема профильтровавшейся жидкости ГРП через поверхность трещины оценивают коэффициент эффективности использования жидкости по формуле (48).

      Если вычисленный коэффициент эффективности жидкости ГРП отличается более чем на 5 % от заданного, то при расчете объема жидкости подушки принимают новый коэффициент эффективности жидкости, как среднеарифметическое между заданным и расчетным.

      Затем повторяют расчеты 6.4.3–6.4.7 до тех пор, пока не выполнится условие | – i|  0,05.

      При этом, во избежание остановки процесса ГРП и образования пропантной пробки на забое, величина коэффициента эффективности не должнa быть менее 0,2. Если величина коэффициента эффективности менее 0,2, то необходимо выбрать новую жидкость с более низким коэффициентом утечек или уменьшить заданную длину трещины и повторить все расчеты.

      

      

   8. Время закачки жидкости ГРП в пласт tp, с, вычисляют по формуле

      
       

      
       

      

      где q – скорость закачки, м3/с.

      (49)

   9. Скорость закачки определяется по предварительно вычисленным максимальным потерям давления на трение при закачке жидкости ГРП в скважину. Потери давления определяются из условия максимально допустимого давления на устье.

6.5 После оценки коэффициента эффективности жидкости оценивают полудлину трещины Lf, м, которую вычисляют при выбранной жидкости и заданной концентрации пропан-

та по формуле

 (50)

Полученную длину трещины сравнивают с заданной; если заданная длина трещины меньше полученной, то увеличивают концентрацию пропанта. Если больше – уменьшают и расчеты начиная с 6.4.2 повторяют до тех пор, пока заданная и полученная длины трещины не будут отличаться менее чем на 5 %.

7 Выбор пропанта

ГРП:

1. Выбор пропанта определяется его технологическими функциями при проведении

   
    

   • удерживание образованной трещины в раскрытом состоянии;

   • получение достаточной проводимости трещины, обеспечивающей фильтрацию пла-

   стовых флюидов с минимальными потерями давления.

   Удержание трещины в открытом состоянии определяется прочностными характеристиками пропанта. При выборе пропанта необходимо учитывать снижение проницаемости упаковки в трещине под действием горизонтальной составляющей горного давления, что приведенo на рисунке Г.1 (приложение Г). Горизонтальная составляющая зависит от глубины залегания пласта.

2. Для ГРП рекомендуется использовать:

   • до глубины 2500 м – пески, плотность которых 2650 кг/м3;

   • до глубины 3500 м – среднепрочные пропанты (керамические пропанты, алюмосиликатные пропанты по ГОСТ Р 51761) плотностью от 2700 до 3300 кг/м3;

   • на глубине от 3500 до 4000 м – сверхпрочные пропанты (спеченные зерна бокситов, гранулы окислов циркония) плотностью от 3200 до 3800 кг/м3.

3. Для предотвращения выноса пропанта из трещины на заключительной стадии закачки рекомендуется применять пропанты, зерна которых покрыты специальными смолами. Плотность таких пропантов составляет 2550 кг/м3.

4. Выбор размеров пропанта определяется комплексом факторов. Чем крупнее гранулы пропанта, тем большей проницаемость обладает его упаковка в трещине. Однако использование крупной фракции пропанта, а также пропантов высокой плотности сопряжено с дополнительными проблемами при его транспорте по трещине. С увеличением размера гранул прочность пропанта снижается.

   1. Скорость движения суспензии по трещине , м/с, вычисляют по формуле

       (51)

      где q – скорость закачки, м3/с.

      

   2. Максимальный размер пропанта, который можно транспортировать по трещине, вычисляют, решая систему уравнений

      

      

      

      

      

      

       (52)

      где  – скорость осаждения пропанта, м/с;

       – кажущаяся средняя вязкость суспензии, Па·с;

       – средняя вязкость жидкости, Па·с, которую вычисляют по формуле

      
       

      

      

       (53)

      
       

      где K' – показатель консистенции, Па·сn, вычисляют по формуле

      
       

      

      

      (54)

      
       

      max, min – максимальная и минимальная плотность суспензии, кг/м3 (в расчетах min

      обычно принимают равным плотности жидкости);

      Wf – ширина трещины во время закачки пропанта, м;

      dp – диаметр пропанта, м;

       – скорость осаждения одиночной частицы пропанта, м/с;

      fv – объемный фактор – объем пропанта в 1 м3 суспензии;

       – степенной показатель,  = 5,5 для низких чисел Re < 2,  = 3,5 для 2 < Re < 500,

       = 2 для высоких чисел Rе  500.

      Решая систему уравнений (52), мы оцениваем максимальный диаметр пропанта, который возможно транспортировать. Для закачки необходимо выбрать пропант меньшего диаметра, на 20 % – 30 % меньше расчетного.

   3. При закачке пропанта необходимо учитывать, что при его концентрации более

120 кг/м3 диаметр пропанта должен быть в 6 раз меньше диаметра перфорационного отверстия.

Для транспорта пропанта минимальная ширина трещины должна быть равна

 (55)

1. Методика оценки температур в насосно-компрессорных трубах и на забое при проведении гидроразрыва пласта

   1. Схема скважины, принятая при расчете температур, представлена в приложении Д. В основу расчета положено уравнение, описывающее процесс передачи тепла от породы к жидкости.

   2. В основу расчета температур положен метод кусочно-линейной аппроксимации. Длина НКТ делится на равные участки, на которых средние термодинамические параметры считаются постоянными. Температура на выходе из предыдущего участка равна температуре на входе в последующий участок.

   3. Температуру рабочей жидкости на выходе из участка лифтовой колонны , K, в соответствии с Инструкцией [4] вычисляют по формуле

      

       (56)

      где Wk – комплекс, характеризующий теплообмен в скважине;

      Tср.геом.i – температура породы на уровне середины рассматриваемого участка (принимается постоянной на весь период закачки), К;

      tуч-ка – время прохождения жидкостью участка лифтовой колонны, с;

      m0 – масса рабочей жидкости, проходящей через участок ΔL, кг;

      Ср.ж. – теплоемкость рабочей жидкости, Дж/(кг·К);

      Tвых_i – температура на выходе из участка, К.

      При расчетах температура выхода на предыдущем участке Tвых_i является исходной температурой на последующем участке Tвых_i+1.

      1. Время прохождения каждого участка , с, вычисляют по формуле

         
          

          

         где N – количество участков, на которые делится лифтовая колонна;

         tполн – полное время прохождения колонны НКТ, с.

         

         

      2. Полное время прохождения по НКТ tполн, с, вычисляют по формуле

         
          

         

         где L – длина лифтовой колонны, м;

         Ai – площадь сечения НКТ, м2;

         q – объемная скорость закачки жидкости, м3/с.

      3. Площадь внутреннего сечения НКТ Ai, м2, определяют по формуле

         
          

         (57)

         
          

         (58)

         
          

         

         , (59)

         где dНКТ – внутренний диаметр лифтовой колонны, м.

         

         

      4. Температуру на выходе из лифтовой колонны (или ее участка) Tвых_i, К, вычисляют по формуле

         
          

         Для первого участка Tвых_i–1 равна температуре жидкости на устье.

         (60)

         
          

         забое.

         Температура жидкости на выходе из последнего участка является ее температурой на

         
          

   4. Комплекс Wk вычисляют по формуле

      
       

      

      (61)

      
       

      

      где ΔL – длина участка лифтовой колонны, м;

       – коэффициент теплоотдачи рабочей жидкости, Вт/(м2·К);

      r1 – внутренний радиус лифтовой колонны, м;

      r2 – наружный радиус лифтовой колонны, м;

      r3 – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м; r4 – наружный радиус эксплуатационной колонны, м; r5 – внутренний радиус технической колонны, м;

      r6 – наружный радиус технической колонны, м;

      л, р.ж., экс, цем, тех.кол., грунт – коэффициенты теплопроводности, соответственно,

      лифтовой колонны, рабочей жидкости, эксплуатационной колонны, цементного камня технической колонны, грунта, Вт/(м·К).

      

      1. Длину участка лифтовой колонны ΔL, м, вычисляют по формуле

(62)

где L – длина лифтовой колонны, м;

N – количество участков, на которые делится лифтовая колонна.

1. Количество слагаемых знаменателя комплекса Wk определяется временем закачки жидкости ГРП в скважину и временем прохождения тепловой волны.

   1. Время прохождения тепловой волны определяется как сумма прохождения тепловой волны через отдельные участки. Время прохождения тепловой волны по отдельным участкам, в частности:

      • время прохождения тепловой волны через НКТ Δtст, с, вычисляют по формуле

        

        Δ  (63)

      • время прохождения тепловой волны через затрубное пространство Δtж, с, – по формуле

        

         (64)

      • время прохождения тепловой волны через обсадную колонну Δtо.к., с, – по формуле

        

         (65)

        где аст, аж – коэффициенты температуропроводности, соответственно, стали, затрубной жидкости, м2/с.

   2. Аналогично вычисляется время прохождения тепловой волны через последующие участки.

8.6 Время закачки жидкости ГРП определяется планом работ по ГРП.

Время закачки жидкости ГРП в скважины, как правило, не превышает одного часа, в этом случае комплекс Wk записывают в виде

 (66)

где Rж – радиус теплового влияния, соответствующий заданному времени, при котором определяется температура, м.

1. Методика проверочного расчета на прочность насосно-компрессорных труб и пакера при проведении гидроразрыва пласта

   1. Расчет на прочность проводят по методике, в основу которой положено определение изменений длины колонны НКТ и усилий на нее и пакер.

      Изменение длины лифтовой колонны происходит за счет:

      • действия осевой силы (ΔL1);

      • спирального изгиба (ΔL2);

      • радиального давления (ΔL3);

      • охлаждения лифтовой колонны рабочей жидкостью (ΔL4);

      • сил трения при движении рабочей жидкости в лифтовой колонне (ΔL5).

   2. Если лифтовая колонна состоит из нескольких секций, то ее внутренний эквивалентный диаметр вычисляется по формуле (67), а наружный рассчитывается исходя из равенства веса многосекционной колонны и веса односекционной колонны с эквивалентным внутренним и наружным диаметрами.

      

   3. Внутренний эквивалентный диаметр колонны НКТ dэкв, м, вычисляют по формуле

      
       

       (67)

      
       

      где Vi – объем i-й секции колонны НКТ, вычисляют по формуле

      
       

       

      Суммарный объем колонны НКТ находят по формуле

      
       

      (68)

      
       

      

      

      (69)

      
       

      Полная длина составной колонны НКТ вычисляют по формуле

      
       

      (70)

      
       

      

      

      

   4. Наружный диаметр колонны НКТ рассчитывают исходя из равенства веса многосекционной колонны и веса односекционной колонны с эквивалентным внутренним и наружным диаметрами.

      1. Вес многосекционной колонны G, Н, вычисляют по формуле

         
          

           (71)

         где Gi – вес отдельных участков колонны, Н.

      2. Внешний эквивалентный диаметр колонны НКТ Dэкв, м, вычисляют по формуле

 (72)

1. Изменение длины колонны НКТ под действием осевой силы ΔL1, м, вычисляют по формуле

   
    

   

   где Ec – модуль Юнга стали, Па;

   As – площадь сечения НКТ в опасной зоне, м2, вычисляют по формуле

   (73)

   
    

   (74)

   
    

   

   где A0 – площадь круга с диаметром, равным наружному диаметру НКТ, м2, которую вычисляют по формуле

   

   (75)

   
    

   

   Ai – площадь круга с диаметром, равным внутреннему диаметру НКТ, м2, которую вычисляют по формуле

   (76)

   
    

   ΔPi – изменение давления в зоне пакера, Па, которое вычисляют по формуле

   
    

    

   где  – давление гидроразрыва, Па;  – пластовое давление, Па.

   
    

   (77)

   

   

2. Изменение длины колонны за счет спирального изгиба , м, вычисляют по формуле

   (78)

   
    

   где S – радиальный зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, м;

   ΔP0 – изменение давления в затрубном пространстве в зоне пакера, Па, которое вычисляют по формуле

   
    

    

   

   где – давление в затрубном пространстве во время обработки на устье, Па;

   (79)

    – плотность жидкости в затрубном пространстве во время и до обработки, кг/м3;  – осевой момент инерции НКТ, м4, который вычисляют по формуле

   
    

   

    (80)

   W – эквивалентный вес 1 п. м колонны НКТ, Н/м, который вычисляют по формуле

   
    

    

   где  – вес 1 п. м колонны НКТ, Н/м;

    – вес 1 п. м жидкости, находящейся в колонне НКТ, Н/м;

   (81)

    – вес 1 п. м жидкости, находящейся в кольцевом пространстве между колонной НКТ и эксплуатационной колонной, Н/м.

   Если Ai·ΔPi – A0·ΔP0 < 0, то  принимают равным 0.

   

3. Изменение длины колонны НКТ за счет радиального давления ΔL3, м, вычисляют по формуле

   

   (82)

   
    

   где  – коэффициент Пуассона стали;

   R – отношение диаметров (наружного к внутреннему).

4. Изменение длины колонны НКТ от изменения температуры ΔL4, м, вычисляют по формуле

   
    

    

   где  – коэффициент температурного линейного расширения НКТ, 1/К;

   (83)

   ΔT – изменение средней температуры в колонне НКТ, К, которое при длительной закачке рабочей жидкости вычисляют по формуле

    (84)

   где  – исходная температура на забое скважины, К;

    – исходная температура породы на устье скважины, К;  – температура закачиваемой жидкости, К.

5. Изменение длины колонны от движения закачиваемой жидкости

   

   Изменение длины колонны НКТ от движения закачиваемой жидкости ΔL5, м, вычисляют по формуле

    (85)

   
    

   где  – падение давления на 1 м длины НКТ за счет течения жидкости, Н/м3.

   

   Изменение длины колонны в случае ее предварительного натяжения непосредственно над пакером после его установки (при отсутствии компенсатора) ΔLs, м, вычисляют по формуле

   
    

   

   
    

   где Fs – сила предварительного натяжения НКТ, Н;

   As – площадь сечения тела НКТ, м2.

   (86)

   

6. Суммарное изменение длины колонны , м, вычисляют по формуле

   
    

   (87)

   
    

   

   

   

   1. Если  < 0, то усилие Fз, Н, испытываемое НКТ на забое, вычисляют по формуле

      
       

      

      
       

   2. Если ΔL > 0, то величину Fз вычисляют по формуле

(88)

(89)

1. Усилие, действующее на колонну НКТ на устье скважины, Fу, Н, вычисляют по формуле

   

   

   (90)

   
    

2. Силу, действующую на пакер со стороны НКТ при движении в ней жидкости, , Н, вычисляют по формуле

   

   

   (91)

   
    

3. Нагрузка на эксплуатационную колонну со стороны пакера , Н, определяется по

   формуле

   

   

   (92)

   
    

   где  – площадь круга с внутренним диаметром эксплуатационной колонны, м2.

   Расчет при остановке закачки проводят по тем же формулам, по которым проводился расчет при закачке рабочей жидкости.

   При прекращении закачки потери давления на трение равны нулю, следовательно, изменение длины НКТ от движения закачиваемой жидкости ΔL5 = 0.

4. Давление на забое Pз, Па, вычисляют по формуле

  (93)

где  – допустимое давление на устье при закачке рабочей жидкости, Па (как правило, оценивается при расчете скорости закачки).

Наибольшую нагрузку колонна НКТ испытывает на устье – Fу. Она не должна превышать прочностных характеристик труб.

Допустимую нагрузку , H, вычисляют по формуле

где – предел текучести стали, МПа.

(94)

При превышении усилий, действующих на лифтовую колонну, выше допустимых или заменяют лифтовую колонну, или изменяют параметры ГРП, например, уменьшают скорость закачки рабочей жидкости.

Расчетное изменение параметров длины колонны НКТ в процессе закачки рабочей жидкости учитывается при установленном пакере.

1. Выбор оборудования

   
    

   1. Емкости для хранения растворов, применяемых при ГРП, должны соответствовать расчетным объемам.

   2. Для выбора насосов высокого давления вычисляют их суммарную гидравлическую

      мощность , Вт, по формуле

      

      

      (95)

      
       

      где  – максимальное давление рабочей жидкости на устье во время закачки еe в скважину, Па;

      q – максимальная скорость закачки, м3/с.

      С учетом КПД  насосов потребную мощность , Вт, вычисляют по формуле

      

       (96)

      По потребной гидравлической мощности и мощности единичного агрегата вычисляют необходимое количество насосных агрегатов. Полученное число агрегатов округляют до целого числа в сторону увеличения. При окончательном выборе количества насосных агрегатов добавляется резервный насосный агрегат, который обвязывается вместе со всеми агрегатами, включается в работу при выходе из строя одного из агрегатов.

   3. Насосы низкого давления выбираются по потребной гидравлической мощности, которая рассчитывается по формуле (96).

   4. Типовая схема обвязки оборудования для проведения ГРП приведена в приложе-

      нии Е.

      
       

   5. Пример проектирования ГРП приведен в приложении Ж.

Приложение А

(обязательное)

Методика определения горизонтальной составляющей горного давления по результатам мини-гидроразрыва пласта

Методика заключается в оценке давления закрытия трещины после проведения миниГРП. После прекращения закачки открывается клапан обратной прокачки, осуществляется обратная прокачка жидкости из скважины при скорости около 0,15 м3/мин и фиксируется во времени давление на забое скважины. Скорость обратной прокачки желательно выдерживать постоянной, однако колебания ее на 10 % – 20 % не повлияют на окончательный результат. На графике, приведенном на рисунке А.1, точка перегиба соответствует давлению закрытия трещины.

Давление, определенное при данном тесте, соответствует горизонтальной составляющей горного давления.

50

Забойное давление, МПа

40

Точка перегиба

30

Давление закрытия трещины

20

10

0

0 5 10 15 20

t, мин

Рисунок А.1 – Зависимость давления на забое от времени при обратной прокачке

Приложение Б

(рекомендуемое)

Зависимость потерь давления на трение от скорости закачки воды в лифтовые колонны различного диаметра

Потери давления на трение при закачке воды в скважину определяют по скорости ее закачки и размеру НКТ, зависимость приведена на рисунке Б.1. Например, если мы проводим закачку воды со скоростью 2 м3/мин через НКТ размером 88,9 мм, то в этом случае потери давления на трение составят 0,55 МПа/100 м, следовательно, для скважины с НКТ 200 м потери на трение составят 11 МПа.

Диаметр труб:

А – 60,3 мм; В – 73,0 мм; С – 88,9 мм; D – 114,3 мм

Рисунок Б.1 – Зависимость потерь давления на трение от скорости закачки воды в лифтовые колонны различных диаметров

Приложение В

(обязательное)

Методика экспериментального определения коэффициента утечек CL и коэффициента мгновенных утечек Sp в лабораторных условиях

В.1 Для экспериментального определения CL исследуемая жидкость фильтруется через керн при перепадах давления и температурах, близких к пластовым (в паспортах на жидкости приводятся данные при перепаде давления 7 МПа, указывается температура, при которой проводится тест), и регистрируется во времени количество фильтрата, прошедшего через него. Используется керн, по своим свойствам близкий к свойствам пласта, подлежащего обработке. Керн предварительно насыщается под вакуумом пластовым флюидом, устанавливается в кернодержатель и через него прокачивается исследуемая жидкость. Объем профильтровавшейся жидкости фиксируется во времени.

В.2 По полученным данным строится зависимость объема профильтровавшейся жидкости от корня квадратного времени фильтрации, приведенная на рисунке В.1. Полученная зависимость аппроксимируется прямой.

Отрезок отсечения этой прямой на оси ординат соответствует коэффициенту Sp, а тангенс угла наклона этой прямой является коэффициентом CL.

Объем профильтровавшейся жидкости, см3

4 V2

3

V1 m0 tgm0 = CL

2

V0

Sp 1

100

300

t1 t2

600 900 1200 1800

Время фильтрации, с

Рисунок В.1 – Зависимость объема профильтровавшейся жидкости от времени фильтрации

Приложение Г

(обязательное)

Проницаемость наиболее распространенных пропантов

Проницаемость упаковки пропанта в трещине определяется в зависимости от величины горизонтальной составляющей горного давления и типа применяемого пропанта, зависимость приведена на рисунке Г.1. Если в качестве пропанта используется кварцевый песок и горизонтальная составляющая горного давления в продуктивном пласте составляет до 40 МПа, то проницаемость пропанта в трещине составляет 100 Д.

1000

Бокситы

Проницаемость, Д

100

Кварцевый песок

Техасский песок

Пропант ISP

Окатанный песок

10

1

0 20 40

60 80 100 120

Давление сжатия, МПа

Рисунок Г.1 – Зависимость изменения проницаемости пропантов от давления сжатия для различных их видов

Приложение Д

(обязательное)

Схема скважины, принятая для теплового расчета

Схема скважины, принятая для теплового расчета, включает все элементы скважины, через которые происходит передача тепла от породы, в которой пробурена скважина, к жидкости, находящейся в НКТ при проведении ГРП, зависимость приведена на рисунке Д.1. Размеры элементов для конкретной скважины принимаются по фактическим данным.

L

L – длина колонны НКТ, м; r1 – внутренний радиус лифтовой колонны, м;

r2 – наружный радиус лифтовой колонны, м; r3 – внутренний радиус эксплуатационной колонны, м; r4 – наружный радиус эксплуатационной колонны, м; r5 – внутренний радиус технической колонны, м; r6 – наружный радиус технической колонны, м

Рисунок Д.1 – Схема скважины для расчета температуры на забое

Приложение Е

(рекомендуемое)

Типовая схема обвязки оборудования для проведения гидроразрыва пласта

Типовая схема обвязки оборудования для проведения ГРП, приведенная на рисунке Е.1, включает линии низкого давления до 20 МПа (линии до насосов высокого давления) и линии высокого давления (линии от насосов высокого давления до скважины). На линиях высокого давления обязательно устанавливаются обратные клапаны.

1

4 9

2

2

3 3 3

3 3 3

5 6

7 7 7 7 8 8

1 – скважина; 2 – обратный клапан; 3 – насос высокого давления; 4 – насос высокого давления для закачки жидкости в затрубное пространство; 5 – смеситель; 6 – дозатор песка (пропанта); 7 – емкость с рабочей жидкостью; 8 – емкость для жидкости продавливания;

9 – емкость для затрубной жидкости

Рисунок Е.1 – Схема обвязки скважины

Приложение Ж

(обязательное)

Пример проектирования гидроразрыва пласта

Ж.1 При проектировании решаются следующие задачи:

• оценка длины трещины;

• целесообразность проведения ГРП;

• возможность получения трещины заданной длины с применением жидкости с заданным коэффициентом утечек;

• необходимость проведения повторной перфорации;

• необходимость замены существующего НКТ на новое для проведения ГРП;

• обеспечение транспорта выбранного пропанта по трещине.

Исходные данные для проектирования гидроразрыва пласта приведены в таблице Ж.1.

Т а б л и ц а Ж.1 – Исходные данные для проектирования гидроразрыва пласта

Продолжение таблицы Ж.1

Окончание таблицы Ж.1

Ж.2 Выбор полудлины трещины и оценка целесообразности проведения ГРП

Ж.2.1 Скважина отвечает требованиям раздела 4 настоящего стандарта для проведения ГРП.

Ж.2.2 Скважина имеет фактический дебит 168 тыс. м3/сут. Для обеспечения устойчивой работы скважины необходимо увеличить ее дебит до 270 тыс. м3/сут.

Ж.2.3 Для выбора длины трещины, позволяющей получить после ГРП эквивалентный радиус скважины, достаточный для получения дебита не менее 270 тыс. м3/сут, оценивается состояние призабойной зоны. Для этого оценивается потенциальный дебит скважины по формуле (4):

Сравнивается потенциальный дебит скважины с фактическим. Он отличается примерно на 10 %. Это свидетельствует о том, что низкий дебит газа обусловлен низкими фильтрационными свойствами пласта. Поэтому для увеличения дебита при проведении ГРП необходимо образовать разветвленную систему дренирования, т.е. получить такую длину трещины, которая позволит обеспечить дебит скважины для ее устойчивой работы в шлейф свыше 270 тыс. м3/сут. При этом кратность увеличения дебита составит 1,6 раза.

Ж.2.4 С учетом требований, изложенных в разделе 5 настоящего стандарта, выбирается полудлина трещины:

• максимальная полудлина трещины по зависимости полудлины трещины от проницаемости пласта (15 мД) может быть принята равной 38 м;

• с учетом того, что вскрытый скважиной пласт не имеет глинистых пропластков толщиной больше 5 м в интервале между перфорационными отверстиями и ГВК, то полудлина трещины не может превышать расстояния до ГВК, т.е. 27 м, следовательно, принимается максимальная полудлина трещины 27 м.

Ж.2.5 Оценивается эффективность ГРП при полудлине трещины 27 м и проводимости, равной 3.

Ж.2.5.1 Эквивалентный радиус скважины, который будет получен после ГРП, , м, оценивается по формуле (6):

Ж.2.5.2 Эффективность ГРП оценивается по формуле (10):

Ж.2.5.3 Оценивается дебит скважины, который возможно получить при проведении ГРП по формуле (4), в которой вместо rw подставляем ; получается дебит, равный 415 тыс. м3/сут, что больше, чем минимально необходимый (270 тыс. м3/сут) для обеспечения работы скважины в шлейф, следовательно, проводить ГРП целесообразно.

Для окончательного решения целесообразности проведения ГРП необходимо убедиться, что полудлину трещины возможно получить при использовании выбранной жидкости гидроразрыва, с этой целью проводится расчет параметров проведения ГРП.

Ж.3 Расчет параметров проведения ГРП

Ж.3.1 Расчет давления ГРП и ширины трещины

Ж.3.1.1 Горизонтальную составляющую горного давления для продуктивного пласта и подошвы-кровли пласта вычисляем по формуле (13):

• для продуктивного пласта

  
   

     

• для подошвы-кровли пласта

Разницу горизонтальных напряжений между продуктивным пластом и подошвойкровлей пласта Δ, Па, вычисляем по формуле (19):

Длина трещины L = 27 м.

Ж.3.1.2 Предположительная ширина закрепленной трещины , м, следует из формулы (7):

Ж.3.1.3 Ширина трещины с учетом вдавленного пропанта в стенки трещины , м, вычисляется по формуле (21):

Ж.3.1.4 Ширина трещины во время проведения обработки с учетом коэффициента наполняемости трещины, равного 0,6, определяется по формуле (20):

Ж.3.1.5 Чистое давление в первом приближении определяется по формуле (16):

Ж.3.1.6 Отношение высот и чистого давления к разности горизонтальных составляющих горного давления определяется по формуле (18) и согласно Ж.3.1.2 записывается в виде

Ж.3.1.7 Проводится уточнение значения ширины трещины, чистого давления методом последовательных приближений. Данный расчет по определению ширины трещины, безразмерной высоты и чистого давления проводится по схеме, приведенной на рисунке Ж.1.

Рисунок Ж.1 – Схема расчета определения ширины трещины

В результате расчета по схеме на рисунке Ж.1 получается:

 3,83 · 106 Па,

 0,0058 м,

 0,0012 м.

Ж.3.2 Расчет объема закачки жидкости и пропанта для обеспечения заданной длины трещины

Ж.3.2.1 Вес пропанта определяется по формуле (43):

Ж.3.2.2 Расчет коэффициента использования жидкости для получения заданной длины трещины проводится по формулам (45), (50) методом последовательных приближений согласно рисунку Ж.2.

Рисунок Ж.2 – Блок-схема расчета длины трещины

В результате расчета при применении жидкости гидроразрыва с коэффициентом утечки CL = 3,5·10–4  получены следующие значения:

• объем жидкости пропантоносителя Vп = 51,1 м3;

• объем жидкости подушки Vпод = 24,4 м3;

• общий объем жидкости Vi = 75,5 м3;

• концентрация пропанта Cp = 610 кг/м3;

• коэффициент эффективности жидкости  = 0,19.

Как следует из расчета, при использовании жидкости гидроразрыва с коэффициентом утечки CL = 3,5·10–4  коэффициент эффективности жидкости гидроразрыва меньше 0,2, что свидетельствует о возможном риске остановки процесса.

Для исключения риска остановки процесса необходимо или уменьшить длину трещины, или применить для гидроразрыва жидкость с меньшим коэффициентом утечки.

Ж.3.2.3 Применяется жидкость с коэффициентом утечки CL = 9·10–5  и проводится расчет согласно Ж.3.2.2.

В результате получаем:

Vп = 20,8 м3;

Vпод = 8,5 м3; Vi = 29,3 м3; VLP = 13,1 м3;

tp = 586 с;

 = 0,55 %;

 = 715 кг/м3.

Для проведения ГРП применяется жидкость с коэффициентом утечки CL = 9·10–5 . Ж.3.3 Расчет давления на устье для выбранной жидкости с пропантом и без пропанта Ж.3.3.1 Параметры выбранной жидкости вычисляются по формулам (31), (32):

Ж.3.3.2 Модифицированное число Рейнольдса вычисляется по формуле (33):

Ж.3.3.3 Коэффициент трения f определяется по формуле (30):

Ж.3.3.4 Потери на трение в НКТ , МПа, вычисляются по формуле (29):

Ж.3.3.5 Гидростатическое давление , МПа, вычисляется по формуле (34):

Ж.3.3.6 Потери в перфорационных отверстиях в начале обработки вычисляются по формуле (35):

Так как потери давления на трение в перфорационных отверстия не превышают 0,2 МПа, то повторную перфорацию проводить не обязательно.

Ж.3.3.7 Устьевое давление определяется по формуле (23):

Так как устьевое давление больше допустимого для установленной арматуры, то при проведении ГРП используем устьевой пакер (Treesaver).

Ж.3.4 Расчет устьевого давления при закачке пропанта

Ж.3.4.1 Объемный фактор вычисляется по формуле (41) следующим образом:

Ж.3.4.2 Максимальное значение объемного фактора определяется по формуле (41):

Ж.3.4.3 Относительную вязкость суспензии определяется по формуле (40):

Ж.3.4.4 Плотность суспензии определяется по формуле (37):

Ж.3.4.5 Относительная плотность суспензии определяется по формуле (42):

Ж.3.4.6 Потери на трениe при движении суспензии вычисляются по формуле (39):

Ж.3.4.7 Устьевое давление при закачке суспензии вычисляется по формуле (23):

Ж.4 Проверочный расчет соответствия скорости транспорта пропанта и ограничения ширины трещины

Ж.4.1 Реологический показатель  для щели (трещины) определяется по формуле (54):

Ж.4.2 Скорость, необходимая для поддержания во взвешенном состоянии одной частицы, определяется по формуле (52):

 м/с.

Ж.4.3 Скорость жидкости в трещине определяется по формуле (51):

 м/с.

Ж.4.4 Вязкость жидкости при ее движении по трещине определяется по формуле (53):

Па·с.

Ж.4.5 Число Рейнольдса для движения жидкости по трещине определяется по формуле (26):

Ж.4.6 Скорость, необходимая для поддержания суспензии во взвешенном состоянии,  , м/с, определяется по формуле (52). Значение  определяется исходя из величины числа Re. Для щели (трещины) при Re < 2  = 5,5; при 2 < Re < 500  = 3,5; при Re > 500  = 2.

   м/с.

Ж.4.7 Скорость, необходимая для транспорта суспензии по трещине без оседания, определяется по формуле (52):

 м/с.

Как видно, скорость нагнетаемой в трещину жидкости выше, чем необходимая скорость для транспорта пропанта по трещине, Uтр > US. По результатам расчета можно сделать вывод, что при данных параметрах обработки обеспечивается транспорт пропанта по трещине.

Ж.5 Оценка температур в насосно-компрессорных трубах и на забое при проведении гидроразрыва пласта

Ж.5.1 Температура рабочей жидкости на выходе из участка лифтовой колонны

, K, в соответствии с Инструкцией [4] вычисляется по формуле (56):

При расчетах температура выхода на предыдущем участке  является исходной температурой на последующем участке .

Ж.5.1.1 Время прохождения каждого участка , с, вычисляется по формуле (57):

 c.

Ж.5.1.2 Полное время прохождения по НКТ , с, вычисляется по формуле (58):

c.

Ж.5.1.3 Площадь сечения НКТ Ai, м2, определяется по формуле (59):

Ж.5.1.4 Температурa на выходе из лифтовой колонны (или еe участка) , К, вычисляется по формуле (60):

забое.

Температура жидкости на выходе из последнего участка является ее температурой на

Ж.5.2 Комплекс Wk вычисляется по формуле (61):

Длина участка лифтовой колонны ΔL, м, вычисляется по формуле (62):

м.

Ж.5.3 Количество слагаемых знаменателя комплекса Wk определяется временем закачки жидкости ГРП в скважину и временем прохождения тепловой волны.

Время прохождения тепловой волны определяется как сумма прохождения тепловой волны через отдельные участки. Время прохождения тепловой волны по отдельным участкам, в частности:

• время прохождения тепловой волны через НКТ Δtст, с, вычисляется по формуле (63):

  

  с;

  

• время прохождения тепловой волны через затрубное пространство Δtж, с, – по формуле (64):

  

  с;

  
   

  

• время прохождения тепловой волны через обсадную колонну Δtо.к., с, – по формуле (65):

с.

Аналогично вычисляем время прохождения тепловой волны через последующие участки.

Ж.5.4 Время закачки жидкости ГРП определяется планом работ по ГРП.

Время закачки жидкости ГРП в скважины, как правило, не превышает одного часа, в этом случае комплекс Wk вычисляется по формуле (66):

Ж.6 Поверочный расчет на прочность насосно-компрессорных труб и пакера при проведении гидроразрыва пласта

Ж.6.1 Расчет на прочность проводят по методике, в основу которой положено определение изменений длины колонны НКТ и усилий на нее и пакер.

Ж.6.2 Изменение длины колонны НКТ под действием осевой силы ΔL1, м, вычисляется по формуле (73):

м.

Площадь сечения НКТ в опасной зоне , м2, вычисляется по формуле (74):

Площадь круга с диаметром, равным наружному диаметру НКТ, , м2 вычисляется по формуле (75):

Площадь круга с диаметром, равным внутреннему диаметру НКТ, , м2 вычисляется по формуле (76):

Изменение давления в зоне пакера , Па, вычисляется по формуле (77):

Pi  PГРП  Pпл  23,6 МПа.

Ж.6.3 Изменение длины колонны за счет спирального изгиба ΔL2, м, вычисляется по формуле (78):

Изменение давления в затрубном пространстве в зоне пакера ΔP0, Па, вычисляется по формуле (79):

Если Ai·ΔPi – Ai·ΔP0 < 0, то ΔL2 принимается равным 0, следовательно, ΔL2 = 0 м. Осевой момент инерции НКТ JНКТ, м4, вычисляется по формуле (80):

Эквивалентный вес 1 п. м колонны НКТ W, Н/м, вычисляется по формуле (81):

Ж.6.4 Изменение длины колонны НКТ за счет радиального давления ΔL3, м, вычисляется по формуле (82):

Ж.6.5 Изменение длины колонны НКТ от изменения температуры ΔL4, м, вычисляется по формуле (83):

Изменение средней температуры в колонне НКТ ΔT, К, при длительной закачке рабочей жидкости вычисляется по формуле (84):

Ж.6.6 Изменение длины колонны НКТ от движения закачиваемой жидкости ΔL5, м, вычисляется по формуле (85):

Ж.6.7 При установке НКТ ее предварительное натяжение не проводилось. Поэтому

ΔLs = 0.

Ж.6.8 Суммарное изменение длины колонны , м, вычисляется по формуле (87):

Ж.6.9 Усилие, действующее на НКТ на забое, Fз, Н, вычисляется по формуле (89):

Ж.6.10 Вычисляем усилие, действующее на колонну НКТ на устье скважины, Fу, Н, по формуле (90):

Ж.6.11 Сила, действующая на пакер со стороны НКТ при движении в ней жидкости,

FТП, Н, вычисляется по формуле (91):

Ж.6.12 Нагрузка на эксплуатационную колонну со стороны пакера , Н, определяется по формуле (92):

кости.

Расчет при остановке закачки проводится так же, как расчет при закачке рабочей жид-

При прекращении закачки потери давления на трение равны нулю, следовательно, из-

менение длины НКТ от движения закачиваемой жидкости равно нулю. Ж.6.13 Давление на забое Pз, Па, вычисляется по формуле (93):

Наибольшую нагрузку колонна НКТ испытывает на устье Fу, она не должна превышать прочностных характеристик труб.

Ж.6.14 Допустимая нагрузка , H, вычисляется по формуле (94):

Если  > Fу, то при проведении ГРП замену НКТ производить не следует.

Ж.7 Выбор технических характеристик технологического оборудования. Выбор емкостей для хранения растворов

Ж.7.1 Емкости для хранения растворов, применяемых при проведении ГРП, должны соответствовать расчетным объемам.

Ж.7.2 Выбор насосов высокого давления проводится по результатам проектирования ГРП, и по мощности они должны обеспечить закачку растворов с заданным давлением и скоростью.

Для выбора насосов рассчитывается их суммарная гидравлическая мощность по

формуле (95):

  кВт.

Ж.7.3 С учетом КПД насосов ( = 0,8) потребная мощность вычисляется по формуле (96):

кВт.

По потребной гидравлической мощности и мощности единичного насосного агрегата (ориентировочно N1агр = 2000 л.с. = 1324 кВт) вычисляется необходимое количество насосных агрегатов. Полученное число агрегатов округляется до целого числа в сторону увеличения.

Ж.7.4 Кроме того, при проведении операции ГРП должен быть резервный агрегат, который обвязывают вместе со всеми агрегатами и включают в работу при выходе из строя одного из агрегатов.

Количество агрегатов, необходимое для проведения данной операции, рассчитывается как  и с учетом запасного агрегата будет равно 5.

Ж.7.5 Результат расчета:

• длина трещины составляет 27 м;

• целесообразность проведения ГРП определяется тем, что дебит скважины увеличивается в 2,2 раза (т.е. составляет 415 тыс. м3/сут);

• ГРП возможно провести при использовании жидкости с коэффициентом утечек

  CL = 9·10–5 ;

• необходимость повторной перфорации отсутствует;

• ГРП проводится без замены НКТ;

• при проведении ГРП возможно использовать пропант 40/60;

• для проведения необходимо: объем пропанта – 15 т, объем жидкости разрыва – 30 м3 (т.ч. объем подушки – 8,5 м3), концентрация пропанта – от 700 до 750 кг/м3.

Библиография

[1] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[2] M.J. Economides, K.G. Nolte, Reservoir stimulation. – Prentice Hall, Englewood,

New Jersey 07632, 1989*

[3] Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин. – М.: Наука, 1995

[4] Инструкция по проектированию гидравлического разрыва карбонатных коллекторов в газовых скважинах (утверждена РАО «Газпром» 19 декабря 1995 г.)

*С данным изданием можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

ОКС 75.020

Ключевые слова: проектирование, гидроразрыв пласта, терригенный коллектор, оценка эффективности

Корректура Е.М. Петровой

Компьютерная верстка Н.А. Волянской

Подписано в печать --.--.2012 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 42 экз. Уч.-изд. л. 5,6. Заказ ---.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.