РОЗДІЛ 2
РОЗРОБКА МЕТОДІВ КОНТРОЛЮ ЗА ПРОВЕДЕННЯМ ПГРП
ТА ВИЗНАЧЕННЯ ГІДРАВЛІЧНИХ ВТРАТ І ГІДРОСТАТИЧНИХ ТИСКІВ
2.1. Розробка методу контролю вибійного тиску
Керування режимами та інтерпретація перебігу процесу ПГРП є ключовими задачами з метою забезпечення високої ефективності ПГРП. Перші спроби в цьому напрямку були зроблені Г. Максимовичом у 1957р. та Д. Кузьмичовим у 1959р. шляхом побудови індикаторних кривих ГРП і кривих зміни коефіцієнта приймальності після проведення процесу. Вказані підходи були розвинуті Ю. Качмаром і застосовані у 1971-1992рр. на Прикарпатті [48,53,61,74,78]. Однак вказані спроби і підходи не дозволяють підвищити точність і надійність визначення фактичного тиску розкриття тріщини.
Тиск розкриття тріщини в пласті згідно К. Нольта визначається залежністю (1.1) і залежить від вибійного тиску і тиску закриття тріщини , який є наперед визначеною величиною на основі відповідних попередньо проведених геологічних досліджень.
Оскільки прямих вимірювань вибійного тиску під час ПГРП не здійснюється, в даній роботі значна увага звернена на розвиток та удосконалення методичних підходів обробки одержаних устьових даних з метою визначення на їх основі вибійного тиску з подальшим розрахунком тиску .
В загальному випадку значення вибійного тиску на рівні нижнього кінця НКТ можна визначити за формулою [47]:
, (2.1)
де - вибійний тиск на рівні НКТ,
- тиск на усті свердловини,
- гідростатичний тиск стовпа рідини в НКТ,
- гідравлічні втрати на тертя в НКТ.
Гідростатичний тиск стовпа рідини можна визначити за формулою:
, (2.2)
де - густина помпованої рідини,
h - висота стовпа рідини,
g - прискорення земного тяжіння.
Під час проведення ПГРП може відбуватися одночасний рух в НКТ свердловини декількох (до чотирьох) типів технологічних рідин різних густин (рис. 2.1).
Рис. 2.1. Приклад руху технологічних рідин в НКТ під час проведення ПГРП
1 - рідина глушення густиною;h1 - висота стовпа рідини глушення;2 - рідина розриву густиною;h2 - висота стовпа рідини розриву;3 - рідина пісконосій густиною;h3 - висота стовпа рідини пісконосія;4 - рідина протискування густиною;h4 - висота стовпа рідини протискування;5 - насосно-компресорні труби (НКТ);h - загальна висота стовпа рідин в НКТ.
Звідси загальне значення гідростатичного тиску буде представляти собою суму гідростатичних тисків кожної технологічної рідини з урахуванням висоти стовпа кожної із цих рідин:
. (2.3)
Значення густин технологічних рідин визначають за допомогою давача густини спецтехніки "Stewart & Stivenson".
Гідравлічні втрати тиску на тертя рідини в НКТ можна визначити за формулою:
, (2.4)
де - градієнт гідравлічних втрат на 1м довжини НКТ.
Аналогічно, враховуючи одночасний рух декількох рідин в НКТ (рис.2.1), загальне значення гідравлічних втрат тиску на тертя в НКТ опишеться сумою гідровтрат кожної технологічної рідини з урахуванням висоти рухомого стовпа:
(2.5)
де - - градієнти гідравлічних втрат відповідних рідин в НКТ.
Оскільки глибина спуску НКТ здебільшого не співпадає з глибиною вибою, знайдемо загальний тиск на вибої - на рівні середини перфораційних отворів.
З практики проведених процесів ПГРП відомо, що втрати на тертя у свердловині від нижнього кінця НКТ до перфораційних отворів із-за малої довжини цього участку у порівнянні із довжиною НКТ є незначними у порівнянні із втратами на тертя по всій довжині НКТ, тому ними можна знехтувати. Тому загальний вибійний тиск на рівні перфораційних отворів буде таким:
, (2.6)
де - гідростатичний тиск стовпа рідини у колоні під НКТ, який буде таким:
, (2.7)
- загальна висота стовпа рідини до середини перфораційних отворів;
h - висота стовпа рідини в НКТ;
- густина рідини, яка знаходиться у свердловині під НКТ.
Враховуючи (2.1 - 2.7), знайдемо загальне значення вибійного тиску на рівні пласта за даними устьових давачів:
(2.8)
Аналізуючи отриману залежність (2.8), видно, що розраховувати тиск в певний момент часу можна на основі виміряних в ці моменти часу безпосередньо на усті свердловини під час проведення ПГРП таких технологічних параметрів: тиску , густин рідин , витрати Q, а також визначених попередньо шляхом додаткових досліджень реологічних параметрів всіх рідин і наперед відомої інформації про h, hС.П. у свердловині, внутрішній діаметр НКТ. Причому, якщо з розрахунками значень у відповідні моменти часу процесу ПГРП особливих проблем не буде, то для розрахунків необхідно буде уточнювати режим руху рідин в НКТ в певний момент часу.
2.2. Розробка методик і алгоритмів контролю гідравлічних втрат в НКТ в процесі ПГРП
В процесі аналізу процесу ПГРП були розглянуті [30,41,70,71,82,83] та розроблені декілька можливих методик визначення гідравлічних втрат на тертя технологічних рідин в НКТ [25, 26, 28, 29]. Розглянемо їх детальніше.
2.2.1. Визначення гідравлічних втрат по миттєвому зниженні тиску на усті свердловини
Процес ПГРП завершується протискуванням пульпи рідиною без закріплювача. Найпростіший спосіб визначення гідравлічних втрат полягає у вимірюванні тиску на усті при витраті, яка була на кінець процесу, до і після миттєвого закриття свердловини [59], оскільки в цей момент часу відбувається зупинка нагнітання технологічної рідини і гідравлічні втрати стають рівними нулю.
В такому випадку розрахунок загальних гідровтрат може бути здійснений таким чином:
, (2.5)
де - тиск на усті перед припиненням помпування,
- тиск на усті після припинення помпування.
На рис.2.2 показано криву зниження тиску на усті свердловини в процесі ПГРП.
Рис. 2.2. Зниження тиску після закінчення нагнітання рідини при проведенні ПГРП
Миттєве припинення нагнітання в пласт протискуючої рідини супроводжується падінням тиску на