Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Объем жидкости-песконосителя определяется из соотношения





Vж.пp = Gпрпр, (3.8)

 

где Gпр - колличество проппанта, кг;

Спр – концентрация проппанта, кг/м3;

Vж.пp = 12*103/550 = 21,8мЗ

Объем продавочной жидкости принимаем на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с проппантом.

Vnp = (K*3,14*d2*H)/4, (3.9)

где К =1,3 - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб.

Vnp = (1,3* 3,14 * 0,0762 * 2942)/4 =17,3 м3,

Тогда общий объем закачиваемой жидкости будет равен:

Vж: Vжр + Vжпр + Vnp =10+21,8+17,3=49,1м3,

0бщую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения:

t = Vж/Q, (3.10)

где Q=2,05 м3/мин – темп закачки.

t= 49,1/2,05 = 24 мин.

5) Выбирается наземное оборудование:

Рабочую жидкость ГРП в скважину закачиваем агрегатом FC-2251

При давлении Ра=70МПа развиваемым агрегатом подача будет Qа=9л/с, при диаметре плунжера 120 мм.

Число насосных агрегатов найдем из соотношения:

N = (Ру * Q)/(Ра * Qa * Ктс)+1, (3.11)

где Ктс= 0,8 - коэффициент учитывающий техническое состояние

агрегатов.

N = (42,6*106 * 2,05*10-2)/(70*106* 9*10-3*0,8) + 1 =3

Так как по условию задано ввести в трещины 12 т проппанта, то согласно характеристики агрегата потребуется 1 пескосмеситель.

Количество автоцистерн определяем исходя из обьема рабочей жидкости процесса ГРП: Uж = 10 м3. Для обеспечение проведения процесса потребуется 2 емкости, вместимостью по 50м3.

6) Определение технологической эффективности проведенного ГРП:

Для этого сначала определяется радиус трещины проведенного ГРП:

r тр = ((Vж*Е)/(5,6(1-v^2)*h*(Рзабр)), (3.12)

где Vж - объем жидкости;

Е=104 МПа - модуль упругости;

v=0,3 – коэффициент Пуассона.

гтр =√(49,1*104) / (5,6 . (1 – 0,3)^2 . 6 . (60,0 – 50,0) = 55м,

7) Ширину трещины определяется по формуле:

w = 4 * (l-v) * гтр * (Рзаб-Рр)/E, (3.13)
w=4*0,7*55*10/104=0,15м.
Проппант распространяясь в трещины не заполняет ее полную длину, а проходит на 90% ее длины.

гтр =55*0,9=49,5м.

8)Определим остаточную ширину трещины:

w ост = w*c/(i-ш), (3.14)
где: ш- пористость трещины.

При закачке проппанта с типоразмером частиц 16/30 мм, пористость трещины равна 0,3.
w ост = 0,15*0,2/(1-0,3) =0,04 м.

9)Проницаемость таких трещин определяется по формуле:

Кп.тр. = w 2/12, (3.15)

Кп.тр. = 0,15*10-3м2,

Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта, то проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещин будет:

10)Расчет проницаемости призабойной зоны после ГРП:

Кпз=(Кп*h+Кп.тр.*w ост)/(h+wост), (3.16)

где Кп =0,8 . 10-10 м2 - проницаемость до ГРП.

Кпз=(0,8*10-10 * 6 + 1,5*10-4 *0,04)/6,04 =9,9 . 10-7

11)Определим изменение проницаемости после ГРП:

Кпэ / Кп = 9,9 . 10-7/0,8 . 10-10= 1237 раз,

Таким образом, в результате создания трещины в призабойной зоне

проницаемость ее увеличивается в тысячи раз.

Проницаемость всей дренажной системы изменяется незначительно, поэтому из формул Дюпюи, Максимович Г.К. вывел приближенную формулу

ожидаемого эффекта от гидроразрыва:

Э=(Lg(Rк/rc))/(Lg(Rк/rтр)), (3. 17)

где Rк =300 м - радиус контура питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами;

rс = 0,146м - радиус скважины.

Э = Lg (300 / 0,146) / Lg (300 / 55) = 4

Рисунок 3.8 - Изменение параметров работы скважины после ГРП

На рисунке 3.8 и графическом приложений № 7 представлено изменение параметров работы скважины № 632/6 после ГРП. Так как ГРП проводилось сразу после освоения, параметры работы скважины до ГРП берутся по результатам опробования. При опробовании после бурения был получен дебит нефти 1,2 т/сут обводненностью 5%. Дебит скважины после ГРП увеличился в 15 раз.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Колотушное месторождение открыто в 1986 году бурением поисково-разведочной скважины № 262П. В процессе разведки месторождения ПГО «Томскнефтегазгеология» проводился оперативный подсчет запасов с их утверждением на уровне ЦКЗ.

В географическом отношении Колотушное нефтяное месторождение расположено на территории Западно-Сибирской низменности. В административном отношении находится на территории Каргасокского района.

На данный момент месторождение разрабатывается ОАО «Томскнефть» ВНК на основании лицензии ТОМ №14839 НЭ от 31.12.2009 г. Лицензия выдана на право геологического изучения и добычу нефти на Колотушном месторождении. Срок окончания действия лицензии 29.12.2038 г.

В данной работе предлагается разбуривать месторождение девятиточечной сеткой наклонно-направленных скважин – с расстоянием между скважинами 500/700 метров в зависимости от плотности запасов.

Предусматривает бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин по очагово-избирательной системе с расстоянием между скважинами 500 - 1000 метров. Фонд скважин для бурения – 20 скважин, в т.ч. 14 добывающих (8 н/н и 6 ГС с проведением многостадийного ГРП на 5 скважинах) и 6 нагнетательных (в т.ч. 4 с отработкой на нефть). Также предполагается бурение 1 ЗБС.

ПСС – 39.2 га/скв., КИН – 0.399, Кохв – 0.859;

Применение методов повышения нефтеотдачи тесно связано с изученностью пластов и, как правило, требует проведения предварительных опытных работ по отработке технологии в конкретных условиях. В данной работе основными методами являются ГРП и бурение горизонтальных стволов.








ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.