Табл. 1 Исходные данные для расчета процесса ГРП
| Наименование параметра | Единица измерения | Величина | Источник определения параметра | |
| Глубина спуска НКТ | м | Данные по скв. | ||
| Средняя плотность пород над пластом | кг/м3 | Расчет | ||
| Пластовое (текущее) давление | МПа | 7,35 | Данные по скв. | |
| Коэффициент Пуассона | б/р | 0,3 | Задается | |
| Толщина пласта (общая) | м | 55,8 | Данные по скв. | |
| Давление расслоения пород | МПа | 1,5 | Данные по скв. | |
| Модуль упругости Юнга | МПа | 1,93×104 | Расчет | |
| Объем жидкости песконосителя | м3 | 84,89 | Расчет | |
| Эффективность жидкости разрыва | б/р | 0,5 | Опр. лаб. анал. | |
| Градиент гидроразрыва горных пород | МПа/м | 0,0155 | Расчет | |
| Плотность жидкости разрыва | кг/м3 | Расчет | ||
| Плотность проппанта | кг/м3 | Расчет | ||
| Средняя концентрация проппанта (весовая) | кг/м3 | Задается | ||
| Вязкость жидкости разрыва | Па × с | 0,2 | Задается | |
| Динамическое напряжение сдвига жидкости разрыва | Па | Задается | ||
| Скорость закачки | м3/с | 0,060 | Задается | |
| Ускорение свободного падения | м/с2 | 9,81 | Постоянная | |
| Коэффициент проницаемости | м2 | 13,6×10-15 | Данные по скв. | |
| Наружный диаметр НКТ | м | 0,1143 | Данные по скв. | |
| 20. | Внутренний диаметр НКТ | м | 0,10054 | Данные по скв. |
| Вес погонного метра НКТ с учетом муфт | кг/м | 19,49 | Задается | |
| Предел текучести материала НКТ | МПа | Задается | ||
| Коэффициент запаса прочности НКТ от внутреннего давления | б/р | 1,3 | Задается | |
| Коэффициент запаса прочности НКТ от нагрузки | б/р | 1,3 | Задается | |
| Коэффициент запаса прочности НКТ от наружного избыточного давления | б/р | 1,15 | Задается | |
| Допустимая растягивающая нагрузка НКТ | кН | Задается | ||
| Усилие снятия пакера | кН | Задается | ||
| Радиус скважины | м | 0,10 | Данные по скв. | |
| Радиус контура дренирования | м | Данные проекта | ||
| Производительность агрегата при давлении разрыва | м3/с | 0,030 | Задается | |
| Основание натурального логарифма | б/р | 2,718 | Постоянная | |
| Объем жидкости разрыва | м3 | 288,0 | Расчет | |
| Пористость пласта | б/р | 0,14 | Данные по скв. | |
| Плотность жидкости между НКТ и обсадной колонны | кг/м3 | Задается | ||
| Максимальный угол наклона ствола скважины | град. | Данные по скв. | ||
| Марка стали | H-40 | Расчет | ||
| Тип НКТ (АНИ) | 6,88 | Задается | ||
| Давление агрегата при проектируемой производительности | МПа | Задается | ||
| Диаметр перфорационных отверстий | мм | Данные по скв. | ||
| Число перфорационных отверстий | шт | 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 Рв.г, Па, исходя из средневзвешенной плотности вышележащих пород, определяется по формуле
Р в.г = rп × g × Н = 157×105, (9.5)
где rп – 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 n – 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.;
x – расстояние проникновения от трещины в пласт жидкости разрыва, м.
1.6 Максимальная ширина трещины, м
= 0,017 м, (1.4)
где n - 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 Cвес – весовая концентрация проппанта в смеси, кг/м3;
rрм - 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:
V2жр =288,0 м3. (1.12)
1.14.1 Давление ГРП, определяемое по градиенту гидроразрыва, МПа:
Ргрп = aгрп × Н = 0,0155× 375 = 11,4, (1.13)
где: aгрп – 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: Свес – весовая концентрация расклинивающего материала, кг/м3;
rрм – плотность расклинивающего материала, кг/м3.
1.16 Плотность жидкости с расклинивающим материалом, кг/м3:
rж.п = Свес+(1-С0) rж = 1000+(1-0,3125)·1100 = 1756,3, (1.15)
где: rж – плотность жидкости разрыва, кг/м3.
1.17 Вязкость жидкости с расклинивающим материалом, Па×с:
= 
= 0,5403 (1.16)
где: mж – 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: dвн – внутренний диаметр труб, м;
tо – динамическое напряжение сдвига жидкости, Па.
1.19 Критическое число Рейнольдса равно:
Rекр = 2100 + 7,3Не0,58 = 2547,9. (1.18)
1.20 Число Рейнольдса при течении по трубам жидкости-разрыва с расклинивающим материалом:
Rет = 
, (1.19)
где: q – скорость закачки жидкости, м3/с.
1.21 Коэффициент гидравлических сопротивлений:
(режим течения турбулентный, Reт ³ Rекр); (1.20)
(режим течения ламинарный, Reт < Rекр). (1.21)
1.22 Число Rет меньше Rекр, поэтому режим течения ламинарный, коэффициент гидросопротивлений рассчитывается по формуле:
l = 
. (1.22)
Принимаем, что за счет добавок понизителя трения (ПАВ и др.) коэффициент гидравлических сопротивлений снизился на 30% до значения l = 0,0258*0,7 = 0,0181.
1.23 Гидравлические потери при течении смеси в трубах, МПа:
Рнкт = 
. (1.23)
1.24 Гидростатическое забойное давление, МПа:
Р3 = rжп × g × Н = 1756,3×9,81×735 = 12,659. (1.24)
1.25 Необходимое давление в трубах на устье, МПа:
Рун = Ргрп – Р3 + Рнкт = 11,4 -12,659+6,738 = 5,479. (1.25)
1.26 Избыточное внутреннее давление, МПа:
Ризб.внутр. = Рун + (rжп – rо) × Н × g =5479000 +(1756,3-1100) × 735× 9,8 = 10,21 (1.26)
где: rо – плотность жидкости между НКТ и обсадной колонной, кг/м3.
1.27 Допустимое давление в НКТ из условия предела текучести – Рт = 29,0 МПа (трубы НКТ – 114,3 АНИ толщиной 6,88 мм, марка стали H-40):
Руд нкт = Рт/Квн = 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.
Qр = 14,32 + 125 = 139,32 кН.
1.28. Определяется прочность на растяжение с учетом усилия снятия пакера, равного 125 кН:
Qр £ 
, 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 qаг – 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 Кп – проницаемость пласта, м2;
объём прискважинной зоны пласта, прошитой трещиной.
1.34 Потенциальный дебит скважины до ГРП при депрессии Pk - Pc = 1,45 МПа (0,2*Рпл), м3/сут
=87337, (1.32)
где
, (1.33)
, (1.34)
m - вязкость газа, Па×сек;
z – коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р;
Pат – атмосферное давление, Па;
Tпл – пластовая температура, оK;
Tст – стандартная температура, оK;
n – количество перфорационных отверстий, ед;
ro – радиус перфорационных отверстий, м;
rст – 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 Ру, МПа,
= 5,26, (1.38)
где
,
Рз – забойное давление, Па;
l - коэффициент гидравлических сопротивлений, б/р;
zср - средний по стволу коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р;
Tср - среднее по стволу значение температуры, оК;
dвн – 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)