4.12. Долговременная проницаемость

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

4.13. Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

1) Керамические проппанты.

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85 % Al₂O₃. Остальные 15 % составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

2) Керамики промежуточной плотности.

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

3) Керамики низкой плотности.

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49 % Al₂O₃, 45 % SiO₂, 2 % TiO₂ и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72, то есть они наиболее распространенные проппанты, благодаря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

5. Расчёт грп

1. Расчёт давления гидроразрыва пласта

,

где Р_в.г. – вертикальное горное давление;

Р_пл – пластовое давление;

_р – давление расслоения пород.

2. Вертикальное горное давление Р_в.г. – определяют по формуле:

,

где Н – глубина залегания пласта;

_п = 2500 кг/м³ – средняя плотность вышележащих горных пород.

3. Давление разрыва на забое можно определить приближенно по эмпирической формуле:

,

где K=1,5-2 – опытный коэффициент.

4. Расчет рабочего устьевого давления гидроразрыва.

Допустимое устьевое давление ГРП определяется по формуле:

,

где D_н², D_В² – наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м

_тек – предел текучести стали марки L; К – запас прочности, Р_тр - потери напора на трение в трубах

5. Потери напора на трение в трубах определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

,

где  - коэффициент гидравлического сопротивления труб,

υ – скорость движения жидкости по трубам, м/c.

ρ_см – плотность смеси, кг/м3.

6. Расчёт скорости движения жидкости по трубам:

,

где Q – темп закачки жидкости ГРП, м3/сут.

F – площадь внутреннего сечения НКТ, м2.

7. Расчёт плотности смеси:

,

где С – объёмное содержание песка.

8. Расчёт объёмного содержания песка:

,

где С₀ – концентрация песка.

9. Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия определяется по формуле

где Р_стр – страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности L, равна 1,59 МН,

G – усилие затяжки при обвязке обсадной колонны (берётся по данным бурового журнала), равное 0,5 МН; к – запас прочности.

10. Из полученных двух значений Р_д.у. принимаем меньшее.

Возможное забойное давление при наименьшем допустимом давлении на устье

У читывая потребное давление разрыва на забое Р_разр, определим рабочее давление на устье скважины

Сравниваем давление на устье скважины с допустимым, и после анализируем, можно ли проводить закачку жидкости гидроразрыва по НКТ.

11. Количество жидкости разрыва не поддаётся точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м³.

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. На практике заготавливают 20 – 50 м³ жидкости (V_пж) и 8 – 10 т песка(G_пес).

Концентрация песка C зависит от вязкости жидкости песконосителя и темпа её закачки.

Объем жидкости-песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки будут работать при высоком давлении, необходимым для продавливания песка в трещины. А закачка жидкости с абразивными частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

Оптимальная концентрация песка может быть определена на основании скорости падения зерен песка в принятой рабочей жидкости по формуле

Где С – концентрация песка, кг/м³ ;

 - скорость падения зерен песка определенным диаметром

Объем продавочной жидкости во избежании оставления на забое песка следует принимать в 1,2 – 1,3 больше, чем объем колонны, по которой закачивается песок. Необходимый объем продавочной жидкости:

12. Время проведение ГРП:

где Q – суточный расход рабочей жидкости, м³.

13. Радиус горизонтальной трещины

где с - эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления (с=0,02);

Q-расход жидкости разрыва; μ - вязкость жидкости разрыва; t_р - время закачки;

К-проницаемость породы.

14. Проницаемость горизонтальной трещины:

где w – ширина трещины.

15. Проницаемость призабойной зоны

где к_п - проницаемость пласта,h-эффективная мощность пласта (h=22м), ω=0,001м.

16. Проницаемость всей дренажной системы

где R_k - радиус контура питания скважины (R_к=250м),r_c - радиус забоя скважины.

17. Дебит скважины после гидроразрыва

где Q - максимальный дебит, м³/с; к_д.с - проницаемость пласта после гидроразрыва, h-эффективная мощность пласта, Δр - депрессия на забое, Δр= р_пл - р_з, (Δр=2,8МПа), μ -динамическая вязкость нефти, (μ=1сПс*с).

18. Эффективность проведения ГРП

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К.Максимовича, в которой радиус скважины r_с после ГРП принимается равным радиусу трещины r_т.

где Q₁ и Q₂ –дебит скважин соответственно до и после гидроразрыва, R_к=250 м.

Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдается неучитываемые формулой небольшие потери напора.