1 Расчет технологического процесса грп на скв. № 35 (турон)

Табл. 1 Исходные данные для расчета процесса ГРП

	Наименование параметра	Единица измерения	Величина	Источник определения параметра
	1	2	3	4
1	Глубина спуска НКТ	м	735	Данные по скв.
2	Средняя плотность пород над пластом	кг/м3	2180	Расчет
3	Пластовое (текущее) давление	МПа	7,35	Данные по скв.
4	Коэффициент Пуассона	б/р	0,3	Задается
5	Толщина пласта (общая)	м	55,8	Данные по скв.
6	Давление расслоения пород	МПа	1,5	Данные по скв.
7	Модуль упругости Юнга	МПа	1,93104	Расчет
8	Объем жидкости песконосителя	м3	84,89	Расчет
9	Эффективность жидкости разрыва	б/р	0,5	Опр. лаб. анал.
10	Градиент гидроразрыва горных пород	МПа/м	0,0155	Расчет
11	Плотность жидкости разрыва	кг/м3	1100	Расчет
12	Плотность проппанта	кг/м3	3200	Расчет
13	Средняя концентрация проппанта (весовая)	кг/м3	1000	Задается
14	Вязкость жидкости разрыва	Па  с	0,2	Задается
15	Динамическое напряжение сдвига жидкости разрыва	Па	20	Задается
16	Скорость закачки	м3/с	0,060	Задается
17	Ускорение свободного падения	м/с2	9,81	Постоянная
18	Коэффициент проницаемости	м2	13,610-15	Данные по скв.
19	Наружный диаметр НКТ	м	0,1143	Данные по скв.
20.	Внутренний диаметр НКТ	м	0,10054	Данные по скв.
21	Вес погонного метра НКТ с учетом муфт	кг/м	19,49	Задается
22	Предел текучести материала НКТ	МПа	29	Задается
23	Коэффициент запаса прочности НКТ от внутреннего давления	б/р	1,3	Задается
24	Коэффициент запаса прочности НКТ от нагрузки	б/р	1,3	Задается
25	Коэффициент запаса прочности НКТ от наружного избыточного давления	б/р	1,15	Задается
26	Допустимая растягивающая нагрузка НКТ	кН	637	Задается
27	Усилие снятия пакера	кН	125	Задается
28	Радиус скважины	м	0,10	Данные по скв.
29	Радиус контура дренирования	м	800	Данные проекта
30	Производительность агрегата при давлении разрыва	м3/с	0,030	Задается
31	Основание натурального логарифма	б/р	2,718	Постоянная
32	Объем жидкости разрыва	м3	288,0	Расчет
33	Пористость пласта	б/р	0,14	Данные по скв.
34	Плотность жидкости между НКТ и обсадной колонны	кг/м3	1100	Задается
35	Максимальный угол наклона ствола скважины	град.	0	Данные по скв.
36	Марка стали		H-40	Расчет
37	Тип НКТ (АНИ)		6,88	Задается
38	Давление агрегата при проектируемой производительности	МПа	25	Задается
39	Диаметр перфорационных отверстий	мм	10	Данные по скв.
40	Число перфорационных отверстий	шт	1116	Данные по скв.

1.1 Расчет технологического процесса ГРП

Предварительно рассчитываем средневзвешенные по мощности пласта проницаемость и пористость, учитывая, что общая толщина пласта равна 55,8 м, а эффективная толщина 28,8 м. Получаем проницаемость К = 13,6 мДа, пористость m = 5,86%.

1.2 Вертикальное горное давление Р_в.г, Па, исходя из средневзвешенной плотности вышележащих пород, определяется по формуле

Р _в.г = _п  g  Н = 15710⁵ , (9.5)

где _п – плотность пород, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

Н – глубина кровли продуктивного пласта, м.

1.3 Боковое горное давление Р _б.г, Па, рассчитывается по формуле

= 67,310⁵ (9.6)

где  – коэффициент Пуассона.

1.4 Полудлина трещины разрыва заполненной проппантом для времени закачки жидкости разрыва t = 80 мин при репрессии 12 МПа:

L = 73,8 м.

1.5 Объём жидкости разрыва, профильтровавшейся через стенки трещины в пласт, м³

= 219,03 м³, (1.3)

где L – полудлина трещины гидроразрыва, м;

h – толщина продуктивного пласта, м;

m – пористость пласта, д.е.;

 – расстояние проникновения от трещины в пласт жидкости разрыва, м.

1.6 Максимальная ширина трещины, м

= 0,017 м, (1.4)

где  - коэффициент Пуассона, б/р;

E – модуль Юнга, Па;

q – объём жидкости разрыва;

- пористость.

1.7 Объём трещины, м³

= 68,97 м³ . (1.5)

1.8 Объём жидкости-песконосителя с учётом инфильтрации, м³

= 84,89 м³, (1.6)

где C_вес – весовая концентрация проппанта в смеси, кг/м³;

_рм - насыпная плотность проппанта, кг/м³;

K - коэффициент инфильтрации жидкости-песконосителя, б.р.

1.9 Вес проппанта для заполнения трещины, кг

= 84885 кг. (1.7)

1.10 Объём проппанта для заполнения трещины, м³

= 26,53. (1.8)

1.11 Максимальная ширина сомкнутой трещины, м

= 0,0072 . (1.9)

1.12 Длина трещины, заполненная проппантом, м

= 65,5. (1.10)

1.13 Удельная масса проппанта в трещине, кг/м²

= 11,61. (1.11)

1.14 Объем жидкости-разрыва:

V²_жр =288,0 м³. (1.12)

1.14.1 Давление ГРП, определяемое по градиенту гидроразрыва, МПа:

Р_грп = _грп  Н = 0,0155 375 = 11,4 , (1.13)

где: _грп – градиент гидроразрыва для различных интервалов пласта:

- 400-1100 м …………..……… 0,0145 - 0,0165 МПа/м;

- 1100-2200 м…………..…………0,0165 - 0,0175 МПа/м;

- 2200-3200 м…………..…………0,0175 - 0,0185 МПа/м;

- 3200-4200 м…………..…………0,0185 - 0,0215 МПа/м.

1.15 Объемная доля расклинивающего материала в смеси, доли ед.:

, (1.14)

где: С_вес – весовая концентрация расклинивающего материала, кг/м³;

_рм – плотность расклинивающего материала, кг/м³.

1.16 Плотность жидкости с расклинивающим материалом, кг/м³:

_ж.п = С_вес+(1-С₀) _ж = 1000+(1-0,3125)·1100 = 1756,3 , (1.15)

где: _ж – плотность жидкости разрыва, кг/м³.

1.17 Вязкость жидкости с расклинивающим материалом, Пас:

= = 0,5403 (1.16)

где: _ж – вязкость жидкости-разрыва, Пас;

е - основание натурального логарифма.

1.18 Число Хедстрема (Не) при течении по трубам жидкости разрыва с расклинивающим материалом:

= = 1209,1 , (1.17)

где: d_вн – внутренний диаметр труб, м;

_о – динамическое напряжение сдвига жидкости, Па.

1.19 Критическое число Рейнольдса равно:

Rе_кр = 2100 + 7,3Не^0,58 = 2547,9 . (1.18)

1.20 Число Рейнольдса при течении по трубам жидкости-разрыва с расклинивающим материалом:

Rе_т = , (1.19)

где: q – скорость закачки жидкости, м³/с .

1.21 Коэффициент гидравлических сопротивлений:

(режим течения турбулентный, Re_т  Rе_кр) ; (1.20)

(режим течения ламинарный, Re_т  Rе_кр). (1.21)

1.22 Число Rе_т меньше Rе_кр, поэтому режим течения ламинарный, коэффициент гидросопротивлений рассчитывается по формуле:

 = . (1.22)

Принимаем, что за счет добавок понизителя трения (ПАВ и др.) коэффициент гидравлических сопротивлений снизился на 30% до значения  = 0,0258*0,7 = 0,0181.

1.23 Гидравлические потери при течении смеси в трубах, МПа:

Р_нкт = . (1.23)

1.24 Гидростатическое забойное давление, МПа:

Р₃ = _жп  g  Н = 1756,39,81735 = 12,659 . (1.24)

1.25 Необходимое давление в трубах на устье, МПа:

Р_ун = Р_грп – Р₃ + Р_нкт = 11,4 -12,659+6,738 = 5,479. (1.25)

1.26 Избыточное внутреннее давление, МПа:

Р_{изб.внутр.} = Р_ун + (_жп – _о)  Н  g =5479000 +(1756,3-1100)  735 9,8 = 10,21 (1.26)

где: _о – плотность жидкости между НКТ и обсадной колонной, кг/м³.

1.27 Допустимое давление в НКТ из условия предела текучести – Р_т = 29,0 МПа (трубы НКТ – 114,3 АНИ толщиной 6,88 мм, марка стали H-40):

Р_{уд нкт} = Р_т/К_вн = 29,0/1,3 = 22,3 МПа,

что больше необходимых 5,479 МПа с коэффициентом запаса прочности К = 1,3.

Растягивающая нагрузка (высадка наружу) – 637 кН

Вес 1 п.м труб – 19,49 кг/м; вес НКТ=735  19,49 = 14,32 кН.

Натяжение при снятии пакера - 125 кН.

Q_р = 14,32 + 125 = 139,32 кН.

1.28. Определяется прочность на растяжение с учетом усилия снятия пакера, равного 125 кН:

Q_р  , где n = 1,3; 139,32  = 490, что удовлетворяет условию по прочности.

1.29 Объем продавочной жидкости определяется, м³:

. (1.27)

1.30 Продолжительность проведения технологического процесса, мин:

, (1.28)

1.31 Необходимое число насосных агрегатов для ГРП:

, (1.29)

где q_аг – производительность насосного агрегата при необходимом

давлении закачки, м³/с.

Марка насосной установки НП-1000К.

1.32 Проницаемость трещины гидроразрыва при условии применения проппанта фракции 20-40, м²:

= 1·10^-10м². (1.30)

1.33 Проницаемость прискважинной зоны пласта (ПЗП), м²:

= 2,0·10^-14м², (1.31)

где К_п – проницаемость пласта, м²;

объём прискважинной зоны пласта, прошитой трещиной.

1.34 Потенциальный дебит скважины до ГРП при депрессии P_k - P_c = 1,45 МПа (0,2*Р_пл), м3/сут

=87337 , (1.32)

где

, (1.33)

, (1.34)

 - вязкость газа, Пасек;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р;

P_ат – атмосферное давление, Па;

T_пл – пластовая температура, ^оK;

T_ст – стандартная температура, ^оK;

n – количество перфорационных отверстий, ед;

r_{o –} радиус перфорационных отверстий, м;

_ст – плотность газа в стандартных условиях, кг/м³;

l – коэффициент макрошероховатости, б/р.

1.35 Потенциальный дебит скважины после ГРП, м3/сут

= 182151, (1.35)

где

, (1.36)

, (1.37)

1.36 Устьевое давление Р_у, МПа,

= 5,26, (1.38)

где

,

Рз – забойное давление, Па;

 - коэффициент гидравлических сопротивлений, б/р;

z_ср - средний по стволу коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р;

T_ср - среднее по стволу значение температуры, ^оК;

d_вн – внутренний диаметр НКТ, м;

Q - дебит скважины, приведенный к нормальным условиям, м³/с;

- относительная плотность газа, б/р;

L - длина ствола скважины, м.

1.37 Эффект от ГРП, раз

= 2,08. (1.39)