враховані бути при виборі і регулювання властивостей робочої рідини;
властивість газу - вміст у рідини, компонентний склад, тиск насичення - визначають можливість його виділення в пласті, що необхідно враховувати при розрахунку фільтрації двофазної рідини в свердловині; якщо піддається обробці газовий пласт, то закачування рідини на нафтовій основі може призвести до зниження відносної проникності газу.
5. Результати застосування методів впливу на призабійні зони пласта для інтенсифікації видобутку нафти з обраного об'єкта
5.1 Проектування ГРП
Для проектування операції ГРП необхідно мати такі дані про свердловині і пласті.
Свердловина:
- діаметр обсадної колони Д, мм.
Пласт:
глибина залягання Н, м;
потужність продуктивної частини h, м;
проникність K, Д, (м 2);
пористість m,%;
ступінь забруднення S або ОП;
модуль пружності Е, МПа;
пластовий тиск Р пл, МПа;
радіус дренування Z до, м;
площа дренування, А, м;
градієнт розриву L, МПа/м.
Спочатку проводиться вибір типу рідини-розриву і наповнювача - піску.
Рідина розриву:
склад
добавки
в'язкість М, Па? с.
Пісок:
тип;
- щільність;
середній діаметр піщинок м, d п.
Потім задаються декількома значеннями;
- обсягу закачиваемой рідини V ж, м 3;
витрати рідини при закачуванні q, м 3/с;
обсяг піску V п, м 3;
концентрації піску С, т/м 3.
Тиск гідророзриву може бути визначене досить за результатами випробування кернового матеріалу на міцність. Тоді, знаючи міцність зразка на розрив, можна підчитати необхідний тиск розриву.
. 2 Аналіз результатів розрахунку
При застосуванні маловязкой необробленої нафти коефіцієнт використання робочої рідини виявляється досить низьким: розкриття тріщини не перевищує 3 мм, а глибина тріщини знаходиться в прибудовах 8? 25 м. У таку тріщину неможливо закачати планованих обсягів піску. Як випливає з розрахунків, в тріщину може надійти тільки 0,15? 1,0 м 3 піску, тобто 0,25? 1,7 тонни, що складає ~ 5% планованого ваги піску. Для рідин вищої в'язкості вдається закачати в пласт великі обсяги піску і створити тріщину великої протяжності і розкритості. Ефективність таких операцій при малих витратах закачування вище, ніж при маловязких рідинах. Однак, при цьому високі гирлові тиску виникають набагато раніше у міру зростання витрати. Вже при витраті 50л/с виникають гирлові тиску, що перевищують 60 МПа.
З розрахунків випливає, що при використанні маловязкой рідини для обраних пластових умов неможливо домогтися ефективного провидіння ГРП - очікуваний приріст дебіту не перевищує 1,2? 1,5.
Збільшення продуктивності свердловин в результаті ГРП
Продуктивність свердловин збільшується в результаті проведення ГРП внаслідок того, що:
відбувається зміна умов припливу рідини до свердловини (змінюється характер фільтрації рідини до забою свердловини - з плоскорадіального на лінійний);
знімається опір потоку рідини в забрудненій привибійній зоні пласта внаслідок створення високопроводящей каналів в цій зоні;
відбувається з'єднання тріщиною високопроникних локальних зон пласта і приєднання їх до свердловини.
Слід вказати, що при проведенні операцій ГРП з метою усунення підвищених опорів фільтрації в забрудненій зоні пласта немає необхідності створення глибоких тріщин: достатньо створення та заповнення піском тріщини довжиною, що перевищує радіус зони забруднення пласта.
Ступінь підвищення продуктивності свердловини, схильною гідророзриву, залежить також від характеру розвитку тріщини в пласті, що визначається геологічними факторами і напруженим станом гірських порід. Так як геолого-геофізичні характеристики пластів у певній мірі відомі при розробці нафтового покладу, то вони можуть бути враховані при прогнозуванні напрямки розвитку тріщини.
У тріщинуватих карбонатних відкладеннях, а також у теригенних глинистих пісковиках, що відрізняються неоднорідністю по простяганню, можуть матися локальні невисокопроніцаем...
