Навигация
Механические методы повышения производительности скважин
72957
знаков
0
таблиц
0
изображений
4.3 Механические методы повышения производительности скважин
Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП.
Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин.
Гидравлический разрыв пласта применяется:
а) для увеличения продуктивности нефтяных скважин;
б) для увеличения приёмистости нагнетательных скважин;
в) для регулирования потоков или приёмистости по продуктивной мощности скважины;
г) для создания водоизоляционных экранов в обводнённых скважинах.
В практике разрыва пласта различают 3 основных вида процесса:
а) однократный разрыв пласта; б) многократный; в) направленный.
Технология однократного разрыва пласта предлагает создание одной трещины в продуктивном разрезе пласта.
Технология схемы разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта.
При направленном гидроразрыве, в отличии от первых двух, места образования трещин регулируется по продуктивному разрезу скважины.
Для гидроразрыва пласта рекомендуются следующие категории скважин:
1.скважины, давление при опробовании слабый приток нефти.
2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора.
3.скважины имеющие заниженный дебит.
4.скважины с загрязнённой призабойной зоной.
5.скважины с высоким газовым фактором.
6.нагнетательные скважины с низкой проницаемостью.
7.нагнетательные скважины с неравномерной приёмистостью по продуктивному разрезу.
Разрыв пласта не рекомендуется проводить:
1. В нефтяных скважинах, расположенных в близи контура нефтеносности.
2. В скважинах технически неисправленных.
Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:
1. наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин.
2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины.
3. Создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.
Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из
следующих последовательно проводимых операций:
1. установка пакера с целью герметизации затрубного пространства и закачка в пласт жидкости разрыва для образования и расширения трещин.
2. Закачка жидкости- носителя с песком, предназначенным для закрепления трещин или сохранения их раскрытого состояния.
3. Закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины.
4.4 Термические и термохимические методы стимуляции скважин
К этим методам относится ТБХО.
ТБХО – термобарохимическая обработка.
Целью настоящей технологии является термохимический прогрев нижней части ствола скважины, включая интервал перфорации, и ПЗ с целью удаления отложений АСПВ и повышения проницаемости пласта за счёт комбинированного воздействия на породу импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью.
Технология ТБХО основана на использовании водных растворов органических и неорганических солей, способных в определённых условиях к саморазложению с выделением энергии. Способ ТБХО сводится к заполнению скважины в зоне перфорации раствором термохимической композиции и инициированного в ней реакции, проходящей с выделением тепла и газов. В результате, назабое резко увеличивается давление и образуется высокотемпературная парогазовая смесь, которая разрывает породу, создавая сеть трещин, повышая проницаемость ПЗ, и способствует очистке пор пласта от осложнений АСПВ.
4.5 Расчёт процесса ГРП
Для ГРП принимаем эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: глубина Н=1780 метров, диаметр эксплуатационной колонны Дэкс.к=16,8 см., трубы из марки стали С, эффективная мощность пласта h=10 метрам, интервалом перфорации эксплуатационной колонны 1753-1759, коэффициент продуктивности скважины 0,115 т\сут, пластовое давление 134 атм., забойное давление 51 атм., способ эксплуатации глубинно насосный. Нефтяной пласт сложен мелкозернистым, хорошо сцементированным песчаником, имеющий пористость 0,15 0,28, проницаемость 5 мД, нефтенасыщенность 70%, режим упруговодонапорный.
Основными расчётными показателями являются: давление разрыва, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип, число агрегатов, ожидаемая эффективность гидроразрыва.
1) вертикальное горное давление.
Рв.г=Н*Р2/10
Рв.г=1780*2,5/10*0,981*105=436,5*105=43,6 МПа.
Давление разрыва пласта:
Рразр=Рв.г-Рпл+р, где
р=147,1*104 Па или 1,47 Мпа*Рразр=43,6-13,4+1,47=31,6 Мпа
Если вязкость жидкости 250СПз, то допустимое давление на устье скважины при запуске жидкости песконосителя будет :
2) Ру=Д2н-Д2в/ Д2н+Д2в тек/k+Рпл+hР/10-L/10;(Мпа),
Где Дн=16,8см наружний диаметр обсадных труб;
Д2в=14,4см внутренний диаметр колоннны труб;
тек=3200нгс/см2- предел текучести для стали марки С;
k=1,5 запаспрочности
h=потери напора на трение в обсаднойтрубе;
0,95 относительная плотность жидкости разрыва;
L=1780м длина обсадной колонны.
3) Потери напора :
H=56*1780/1750=57 м водяного столба.
Следовательно:
Ру=16,82-14,42/16,82+14,42*3200/1,5+134+57*0,95/10-1780*0,95/10=175 ат или 17,1 МПа.
4) Допустимое давление на устье в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на стравливающее усилие:
Ру=Рстр/ (k-G/ПД2вн/4)(МПа),
Где Рстр=125тс;
G=50тс-усилие затяжки при обвязке обсадной колонны,
K=1,5-запас прочности
Ру=(125/1,5-50)*1000/3,14*14,62 200атм или 200*0,981*106Па=19,6 МПа.
Из полученных данных давлений на устье принимаем меньшее (17,1 МПа)..Возможное Рзаб при Руст.=17,1 МПа составит:
5) Рзаб=Ру+Н /10- H /10=338.7 атм.или 33,2 Мпа
Но так как Рп.разр. на забое < 30,5 Мпа, то Р уст.будет:
6) Ру= Рзаб- H +h /10, (МПа)
Ру=338,7-1780*0,95/10+64*0,95/10=175,7 атм. Или 17,5 МПа
Следовательно давление на устье ниже допустимого для принятых труб марки С (при толщине стенки 12 мм. трубы испытываются на Рвнутр.=185 атм.). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления гидроразрыв введём непосредственно через колонну обсадных труб.
По опытным данным, объём жидкости разрыва колеблется в пределах 5 10м.куб. для данной скважины средний объём нефти принимаем Vр=7,5 м3.
Концентрация песка зависит от вязкости жидкости песконосителя и тепла её закачки. Рекомендуется применять следующую концентрацию песка: для нефти с вязкостью более 50 сПз 150 300 г\л, а для загущенных нефтеродуктов вязкостью до 250 сПз 300 500 г\л, значит принимаем С= 300 т\л или 0,3 т\м3.
7) объём жидкости - песконосителя:
Vж.п= Gп/С, где Gп содержание песка, С концентрация песка.
Vж.п= 8/0,3=26,7 м3
Из полученных данных давлений на устье принимаем меньшее (17,1 МПа)..Возможное Рзаб при Руст.=17,1 МПа составит:
№ докум.
8) Рзаб=Ру+Н /10- H /10=338.7 атм.или 33,2 Мпа
Но так как Рп.разр. на забое < 30,5 Мпа, то Р уст.будет:
9) Ру= Рзаб- H +h /10, (МПа)
Ру=338,7-1780*0,95/10+64*0,95/10=175,7 атм. Или 17,5 МПа
Следовательно давление на устье ниже допустимого для принятых труб марки С (при толщине стенки 12 мм. трубы испытываются на Рвнутр.=185 атм.). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления гидроразрыв введём непосредственно через колонну обсадных труб.
По опытным данным, объём жидкости разрыва колеблется в пределах 5 10м.куб. для данной скважины средний объём нефти принимаем Vр=7,5 м3.
Концентрация песка зависит от вязкости жидкости песконосителя и тепла её закачки. Рекомендуется применять следующую концентрацию песка: для нефти с вязкостью более 50 сПз 150 300 г\л, а для загущенных нефтеродуктов вязкостью до 250 сПз 300 500 г\л, значит принимаем С= 300 т\л или 0,3 т\м3.
10) объём жидкости - песконосителя:
Vж.п= Gп/С, где Gп содержание песка, С концентрация песка.
Vж.п= 8/0,3=26,7 м3
Похожие работы
... с использованием шкивов. 6.Постоянно производить выводы, после ПРС, о его причине. 3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную. Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме ...
... В НГДУ «Лениногорскнефть» по охране и рациональному использованию водных ресурсов выполняются следующие мероприятия: капитальный ремонт водоводов; внедрение металлопластмассовых труб; использование ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов (Нефтехим, Викор, Амфикор, СНПХ); метод внедрения алюминиевых и магниевых протекторов для защиты от коррозии и запорной арматуры на блоках гребенок; ...
0 комментариев