Проектування гідророзриву пласта на родовищі Архангельське

де с і - постійні характерні для даного виду ґрунту, означає ефективне напруження - нормальне по відношенню до площини зсуву напружень в скелеті ґрунту.

Використовуючи дане визначення ефективного напруження, формулу Кулона (3.35) можна виразити через зовнішній тиск, нормальний до площини зсуву ґрунту. При цьому можливі два крайні випадки: зовнішній тиск повністю сприймається поровою водою, зовнішній тиск повністю сприймається скелетом ґрунту. У першому випадку ефективне напруження дорівнює нулю, а в другому воно дорівнює зовнішньому тиску (це залежність від типу і тривалості напруження).

Спочатку розглянемо пісчані ґрунти. Вони характеризуються високою водопроникністю, внаслідок чого зовнішній тиск не сприймається поровою водою, яка зразу ж витискається з ґрунтової маси. Ефективне напруження може в цьому випадку бути прийнято рівним зовнішньому тиску. Більше того, експериментально встановлено, що опір зсуву у пісків прямо пропорційний ефективному напруженню, і формула Кулона спрощується тут до вигляду:

де зов - обумовлене зовнішнім тиском напруження, нормальне до площини зсуву; - кут тертя пісків, який визначається за результатами випробувань взірців ґрунту в лабораторних умовах. Значення незначно змінюється залежно від щільності піску, але лежить в межах 30 - 35.

Розглянемо тепер глинисті ґрунти. На противагу пісчаним ці ґрунти володіють низькою водопроникністю, тому в них частина зовнішнього тиску протягом відчутного інтервалу часу сприймається поровою водою, і тільки після відводу порової води зовнішній тиск повністю передається на скелет ґрунту як ефективне напруження. Внаслідок того, що порова вода практично не стискається, в початковий момент завантаження зовнішній тиск майже повністю сприймається поровою водою. Таким чином два, граничних випадки, про які говорилось вище - це недренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює нулю, і дренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює зовнішньому тиску. В останньому випадку, як показують експерименти, опір зсуву можна вважати прямо пропорційним напруженню зов., обумовленим і нормальним до площі зсуву тиском. Формула Кулона для глинистих ґрунтів в недренованому стані:

а в дренованому стані - відповідає формула:

де с і D - означає відповідно зчеплення і ефективний кут тертя глини. Значення с і D можуть бути встановлені за результатами стандартних лабораторних випробувань взірців ґрунту, відібраних з різних глибин. Зчеплення може приймати різні значення - від близьких до нуля до 200 кПа і ще більші. Нижче наведені значення зчеплення в глинистих ґрунтах різної консистенції.

Таблиця 3.2- Зчеплення в глинистих ґрунтах різної консистенції:

Консистенція ґрунту	Зчеплення, кПа
Дуже м'яка	<12
М'яка	12-25
Середня	25-50
Жорстка	50-100
Дуже жорстка	100-200
Тверда	>400

Значення ефективного кута тертя D змінюється залежно від ступеня пластичності глини і знаходиться в межах від 20 до 40 .

Якщо в природних умовах проходить його повне ущільнення, то такий ґрунт вважається нормально ущільненим. Якщо ґрунт належить до порівняно нових відкладів, то він може бути недоущільненим, і для того, щоб вагове навантаження сприймалось повністю скелетом, необхідно відтиснути всю воду. І, на кінець, якщо поверхня нормально ущільненого ґрунтового відкладу була піддана ерозії або ґрунт був попередньо обтиснутий, то його щільність буде більша, ніж та, що відповідає обтисненню під дією власної ваги, і в цьому випадку ґрунт вважається переущільненим.

3.5.2 Палі для споруд фермового типу

Споруди фермового типу утримуються в основному на сталевих трубних палях. Які забивають в ґрунт через опорні колони. Вони призначені для витримування навантажень від верхньої будови і забезпечення стійкості споруди в цілому та в штормових умовах. Палі володіють певною утримуючою здатністю і можуть створювати опір стискуючим навантаженням, прикладеним до голови, внаслідок дії вертикальних сил тертя з боковою поверхнею, що виникають при взаємодії з навколишнім ґрунтом, і вертикальних зусиль зі сторони ґрунту на нижній кінець палі. В більшості випадків утримуюча здатність палі визначається в основному силами тертя з боковою поверхнею, а так як ці сили зростають із збільшенням бокової поверхні, для можливості сприйняття значних навантажень від верхньої будови необхідні палі для глибокого забивання.

Діаметр паль і глибина їх забивання є різними для різних споруд і залежать від загального числа паль в споруді, розрахункового навантаження і ґрунтових умов. Але переважно використовують палі зовнішнім діаметром від 0.6 до 1.5 м і товщиною стінки від 12 до 25 мм, а глибина їх забивання - від 60м і більше. В деяких випадках, коли ґрунти дуже м'які, в конструкції використовуються додаткові облямівні палі. Ці палі, забиті по контуру споруди і з'єднані з ним, забезпечують необхідну утримуючу здатність пальового фундаменту.

Палі працюють на зусилля, що виникають від вантажів, розміщених над спорудою. Стискуючі зусилля, що виникають в розрахункових умовах, перевищують 5 МН. Через значні перекидаючі момент під дією вітру і хвиль в палях можуть виникнути і розтягуючі зусилля такого ж порядку. Вітрові і хвильові навантаження створюють також значні поперечні сили і моменти в палях, які досягають в перерізах на рівні поверхні ґрунту значень 0.5 МН і 1.5 МН м відповідно і навіть більших.

Вони в свою чергу обумовлюють істотні переміщення як паль на поверхні ґрунту, так і споруди, що опирається на них.

3.5.3 Визначення утримуючої здатності палі

Опір жорсткої циліндричної палі при дії осьового навантаження значному вертикальному переміщенню є результатом сумісної дії дотичних зусиль, розподілених по боковій поверхні палі, і нормальних зусиль на її нижньому кінці. Це положення поширюється і на трубні палі з відкритим нижнім кінцем, в яких при забиванні утворюється щільний ґрунтовий сердечник, що володіє значно більшим опором на переміщення при статичному навантаженні, ніж ґрунт в основі палі. Таким чином, для трубних паль з відкритим нижнім кінцем, що застосовуються в основному для будівництва на морському шельфі, утримуюча здатність Ф представлена формулою:

де, Ф - опір ґрунту на боковій поверхні палі; Ф - опір ґрунту під нижнім кінцем палі.

Опір ґрунту по боковій поверхні палі визначається за формулою:

Де D0 - зовнішній діаметр палі; L - глибина занурення палі в ґрунт.

Позначимо q віднесене до одиниці площі опору ґрунту під нижнім кінцем палі, тоді:

де q може залежати від глибини L занурення палі.

Кінцево, якщо позначити через F граничне осьове навантаження, прикладене на рівні поверхні ґрунту, а п - погонну вагу палі з ґрунтовим сердечником з врахуванням виштовхуючої дії ґрунтової води, то

На основі формул (3.39) - (3.42) можна отримати вираз для граничного стискаючого навантаження на палю:



Утримуюча здатність палі на розтягуючі навантаження визначається як:

Умова відсутності проковзування ґрунтового сердечника, за якої були виведені вище формули:

де d - внутрішній діаметр палі, гр - погонна вага ґрунтового сердечника з врахуванням виштовхувальної сили ґрунтової води.

Для можливості використання отриманих тут виразів необхідно встановити зв'язок величин s і q з характеристиками ґрунту.

Якщо ґрунти глинисті, то згадані величини зв'язані між собою:

S=ac

Q=Ncc

Де Nc,а - безрозмірні коефіцієнти. Для піщаних ґрунтів величини s і q визначаються вагою вище лежачих шарів ґрунтів і кутом тертя на контакті палі з ґрунтом:



F=Kгруtg

q=NqгрL

Де гр - питома вага ґрунту з врахуванням виштовхувальної дії ґрунтової води, К і Nq - безрозмірні коефіцієнти.

Згідно розрахунків наведених в додатку Б глибина забивання палі l=68.7м.



4. Аналіз експлуатації свердловин

4.1 Технологічні режими експлуатації свердловин

Під технологічним режимом розуміють підтримання заданого в зміні часу: вибійного тиску, тиску на гирлі свердловини, дебіту чи інших параметрів, які характеризують роботу свердловини, або іншими словами, технологічний режим - характеризує умови відбору газу із свердловини.

Оптимальним технологічним режимом експлуатації свердловини є режим, який забезпечує максимальний дебіт газу при умові безаварійної експлуатації свердловини на протязі тривалого періоду часу.

На практиці зустрічаються наступні технологічні режими експлуатації свердловин:

1). Режим постійної депресії на пласт

Р(t) = Рпл (t) - Рвиб (t) = const (4.1)

де Р(t) - депресія на пласт, Па;

Рпл (t) - пластовий тиск, Па;

Рвиб (t)- вибійний тиск, Па.

Цей режим застосовується у слабозцементованих породах, так наприклад: на Голіцинському родовищі у майкопських відкладах, при наявності підошвенної води. За даними досліджень свердловини вибирають такий режим експлуатації, щоб руйнування привибійної зони пласта або надходження на вибій свердловини конуса підошвенної води.

2). Режим постійного дебіту газу

q = const (4.2)

Цей режим переважно застосовується у початковий період розробки родовища, коли необхідно підтримувати заданий відбір газу наявною кількістю свердловин. Підтримання постійного дебіту газу супроводжується зростанням депресії на пласт. Інколи цей режим застосовується і в подальшій період розробки родовища, коли в окремі періоди часу є велика необхідність в газі, так наприклад: в зимовий час.

3). Режим постійного тиску на гирлі свердловини

Рг = const (4.3)

Цей режим застосовується, переважно, на заключній стадії розробки родовища. Величину тиску на гирлі свердловини вибирають такою, щоб забезпечити подачу газу в газопровід чи місцевому споживачу під власним тиском або забезпечити необхідний тиск на прийомі компресорної станції. Інколи цей режим призначають і в інші періоди розробки родовища, коли затримується введення в експлуатацію компресорної станції.

Перших три режими (Р= const; q= const; Рг = const) являються на практиці основними. Вони переважно замінюються в такому порядку

qРРг хоча може бути і інша заміна.

4). Режим постійної швидкості руху газу на вході в насосно компресорні труби

Vг = const (4.4)

Цей режим вибирають при наявності води або конденсату у продукції свердловини. За даними дослідження свердловини вибирають такий режим, щоб забезпечити винесення рідини з вибою свердловини на поверхню. Для винесення води з вибою свердловини необхідна швидкість (4-5) м/с, а для винесення конденсату (2-3) м/с.

5). Режим постійної швидкості руху газу на вході в шлейф або постійної швидкості руху газу на гирлі свердловини

Wг = const (4.5)

Цей режим використовується при наявності в свердловині корозійно небезпечних компонентів, наприклад таких як сірководень. При наявності цих компонентів проходить корозія обладнання, на поверхні труб утворюється шар із продуктів корозії, який частково захищає труби від подальшої корозії, а коли швидкість руху газу переважає певне значення, то цей шар здувається потоком газу і швидкість процесу корозії прискорюється.

6). Безгідратний режим експлуатації свердловин.

Цей режим застосовується в умовах багаторічної мерзлоти і на морських родовищах, які розташовані в зонах північних морів.

Технологічний режим експлуатації свердловини може бути змінений за рахунок застосування геолого-технічних заходів, таких як:

- кріплення привибійної зони пласта;

- подача в затрубний простір інгібіторів гідратоутворення.

В процесі розробки родовища в залежності від умов, які змінюються, змінюються і технологічні режими експлуатації свердловин.

4.2 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання

Обладнання газових свердловин включає обладнання вибою, стовбура і гирла.

Конструкція вибою свердловини визначається літологічними і фізичними властивостями продуктивних пластів, неоднорідністю колекторських властивостей порід по розрізу, наявністю газоносних і водоносних пластів у продуктивному розрізі, розміщенням свердловин на структурі і площі газоносності та їх призначенням (видобувні, нагнітальні, спостережні).

Колона насосно-компресорних (фонтанних, ліфтових, підйомних) труб служить для захисту експлуатаційної колони від корозії та ерозії, створення на вході труб необхідної швидкості руху газу для виносу на поверхню твердих частинок і рідини, які надходять з пласта, проведення одночасної роздільної експлуатації в одній свердловині двох горизонтів із застосуванням пакера, рівномірного вироблення газонасичених пластів великої товщини по всьому розкритому інтервалу, проведення обробки привибійної зони пласта, ремонтних робіт (глушіння) і освоєння свердловин, контролю за величиною тиску на вибої працюючої свердловини за тиском нерухомого стовпа газу в затрубному просторі.

1 об`єкт (інтервал 1123-1179 м; ) майкоп.

Інтервал розкритий перфоратором ПКС-80 з щільністю 12 отворів на 1 погонний метр; фонтанні труби 73 мм спущені на глибину 1054 м. Отриманий промисловий приплив газу і води. Дослідження на продуктивність проведено на восьми режимах фільтрації (5 прямих і 3 зворотніх ходів).

Конструкція свердловини:

630 мм 103 м - вага колони 19 т;

324 мм 249 м - вага колони 18,5 т;

245 мм 622 м- вага колони 41т;

140 мм 1201 м- вага колони 37т;

Максимальна густина цементного розчину - 1,82 г/см3;

Наземне обладнання газових свердловин включає колонні головки, фонтанну арматуру, фланці котушки, маніфольди, запірні та регулюючі пристрої і пристрої для зміни засувки під тиском.

Колонні головки призначені для обв'язки між собою обсадних колон газових свердловин.

Фонтанна арматура встановлюється на колонній головці та призначена для герметизації гирла, контролю та регулювання режиму роботи свердловин

Для герметизації гирла свердловини проектується противикидне обладнання типу:

На 426 мм -ППГ-406 125-1 шт.;

На 324 мм - ППГ-350 350-2шт. (один з глухими плашками) ;

На 245 мм - ОП2-230 350- 1к-т (ППГ-230 350-2 шт.; ПУГ- 230 350-1шт.);

Пульт управління превенторами головної - 1 к-т;

Пульт управління превенторами допоміжної 1-к-т;

Маніфольд противикидного обладнання АФКЗ-65 210;

Колонна головка ОКК2-35-323 245 168;

4.3 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження

Для забезпечення нормальної експлуатації свердловин, для отримання вихідних даних, які необхідні для розробки родовища, для контролю за розробкою родовища, для встановлення технологічного режиму експлуатації свердловин потрібно знати продуктивну характеристику свердловин, яку можна визначити на основі результатів обробки досліджень свердловини.

Під продуктивною характеристикою газової свердловини розуміємо сукупність таких відомостей:

1). Залежність дебіту свердловини від різниці квадратів Рпл та Рв

Q = f (Pпл2 - Рв2).

2). Залежність дебіту від депресії на пласт Q = f (Pпл - Рв) = f (P).

3). Залежність дебіту від гирлового тиску Q = f (Pг).

4). Чисельне значення коефіцієнта фільтрації опорів А і В

Pпл2 - Рв2 = AQ+BQ2.

5). Абсолютно вільний дебіт.

6). Залежність змінювання в часі дебіту свердловини після її відкриття Q = f (t).

7). Залежність вибійного тиску в часі після відкриття свердловини Рв = f (t).

8). Залежність вибійного тиску в часі після закриття свердловини.

9). Умови винесення механічних домішок і рідини при різних депресіях на пласт.

1. Характеристика цієї залежності вказує на стан вибою свердловини. Якщо дослідження проведене якісно, то індикатор проходить через початок координат. Обробка кривої дозволяє визначити коефіцієнт фільтрації опорів А і В.

2. Вона застосовується при визначенні робочої депресії на пласт, якщо свердловина працює в екстремальних умовах.

3. Ця залежність використовується для визначення терміну введення в експлуатацію головної К.С.

4.Коефіцієнти А і В визначаються на основі обробки результатів дослідження свердловини і служать для визначення пласта (проникності К, гідропроводності kh/). Крім того, коефіцієнти А і В дають можливість визначити вільний дебіт, ще можна зробити аналіз просування води в газовий поклад.

,

=.

Проникність пласта може зменшуватись, якщо родовище газоконденсатне, починає випадати конденсат, а це можливо при Рпл Рп.к.,Рп.к. - тиск початку конденсації. Якщо Рпл > Рп.к. то це означає, що фазова проникність пласта зменшалася за рахунок просування води по окремих пропластках до свердловини.

Іноді коефіцієнти А і В можуть зменшуватись. Це може мати місце зразу ж після пуску свердловини в експлуатацію, коли вона вийшла з буріння, і має місце очищення привибійної зони від промивної рідини, яка проникла в пласт в процесі його розкриття.

5. Під абсолютним вільним дебітом розуміють такий дебіт, який можна було би отримати по свердловині при створенні тиску на вибої рівному атмосферному тискові Рв = 0.1 МПа.

Абсолютно вільний дебіт є тепер оцінювальним критерієм видобувних можливостей свердловини.

6 і 7. Це є ніщо інше, як криві стабілізації дебіту і тиску. Обробка цих кривих дає можливість визначити деякі параметри пласта, крім того обробка цих кривих дає можливість визначити час роботи свердловини на кожному режимі при її дослідженні.

8. Це є ніщо інше, як крива відношення тиску (КВТ), обробка якої дозволяє визначити ряд параметрів пласта, які іншими способами визначити практично не можливо. Можна визначити емпостійний параметр mh, який необхідний для розрахунку запасів газу, гідропровідність kh/, провідність к, п'єзопровідність, сумарний параметр.

Скін-ефект (СК) - це засмічення привибійної зони глинистим розчином або фільтратом при бурінні або перфорації будову покладу (це наявність або відсутність тектонічних порушень), їх місце знаходження, можна визначити зони з пониженою проникністю пласта.

9. По цьому графіку визначається максимально допустимий робочий дебіт з умови збереження пласта від руйнувань.

Обробка результатів дослідження свердловини

Відомо, що формула припливу газу до свердловини має такий вигляд

Pпл2 - Рв2 = AQ+BQ2.

Основним завданням обробки результатів є визначення коефіцієнтів фільтрації опорів А і В. Спочатку будується індикаторна діаграма.

Бувають випадки, коли пластовий тиск виміряти неможливо.

Pпл2 - Рв12 = AQ1+BQ12

Pпл2 - Рв22 = AQ2+BQ22

Pв12 - Рв22 = A(Q1- Q2) +B(Q12-Q22)

В загальному вигляді

За допомогою коефіцієнта А можна визначити величину kh/ (гідропровідність пласта)

,

де l - визначаємо за допомогою коефіцієнта В.



4.4 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта

В міцних слабо-проникних колекторах прилив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.

Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від засмічування, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.

До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:

1. Гідравлічний розрив пласта.

2. Соляно-кислотна обробка.

3. В деяких випадках термо-кислотна обробка.

4. Гідро-піскоструминна перфорація.

5. Торпедування свердловини.

6. Нафтові та газоконденсатні ванни.

7. Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).

8. Глино-кислотна обробка свердловини.

9. Застосування ядерних вибухів.

Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.

Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини та утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші.

Ефективність проведення ГРП залежить від:

- фізики-механічних властивостей пласта;

- умов залягання пласта;

- якості проведення ГРП.

Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта відбувається за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск.

Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кулькової, торпедної, кумулятивної) полягає:

- можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;

- цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;

- краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;

- прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;

- після ГПП можна проводити любі методи інтенсифікації не піднімаючи інструмента на поверхню;

- довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;

- при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.

Основним призначенням теплової дії на привибійну зону свердловини є збільшення проникності привибійної зони за рахунок розчинення на стінках пор відкладів парафіну й абсорбційно-сольфатних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:

- за допомогою нагрівача, який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач, газова горілка або термоакустичний нагрівач);

- закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник). Найбільше використання на промислі мають циклічний та стаціонарний електронагрів, термоакустична та пароциклічна дія на привибійну зону. Кожний з цих методів має свою специфіку та область використання, а також має свої переваги і недоліки. Приведемо приклади використання тих чи інших методів дії на привибійну зону в залежності від умов експлуатації свердловини. Соляно-кислотна обробка пласта дає хороший результат, якщо її провести в слабопроникних карбонатних колекторах; в глинистих пісковиках дає результат застосування глино-кислотної обробки (суміш соляної та плавикової кислот HCl+HF). В щільних слабопроникних колекторах при відсутності карбонатів можна отримати хороший результат зробивши гідравлічний розрив пласта. Якщо продуктивний пласт високопроникний, то в процесі буріння свердловини в нього проникає значна кількість бурового розчину і його фільтрату: чим більша проникність, тим більше засмічування. В таких випадках може дати хороший результат глинокислотна обробка, а при відсутності суміші кислот HCl+HF, можна отримати результат від нафтової або газоконденсатної ванної.

5. Аналіз системи збору і підготовки свердловинної продукції

5.1 Характеристика системи збору свердловинної продукції

Облаштування обладнання газових промислів виконують згідно до технологічних схем, які і обумовлюють системи збору та транспортування свердловинної продукції. При розробці газових та газоконденсатних родовищ в основному використовують індивідуальну і групову схеми збору газу та конденсату.

При індивідуальній схемі збору газ із свердловини, пройшовши через присвердловинні споруди, поступає в загальний газозбірний колектор, згодом на установку підготовки газу і далі в магістральний газопровід. До присвердловинних споруд відносять: сепаратори, ємкості для заміру рідини, установки введення інгібіторів.

Якщо в продукції свердловини є велика кількість конденсату, то паралельно газопроводу прокладають конденсатопровід.

Існують такі види індивідуальної схеми збору та транспортування свердловинної продукції:

- лінійна це схема, в якій газозбірний колектор представляє собою пряму лінію; використання цієї схеми дуже обмежене;

- променева це схема, в якій газозбірні колектори являють собою промені, що сходяться до групового пункту:

- кільцева це схема, в якій газозбірний колектор огинає газоносну площу і замикається.

Недоліками індивідуальної схеми збору свердловинної продукції є:

- велика кількість обладнання і споруд, що розміщені на великій території, та які вимагають постійного і кваліфікованого обслуговування;

- значна довжина під'їздних шляхів і велика металоємність комунікацій;

- значні втрати газу і конденсату.

При груповій схемі збору свердловинної продукції газ по шлейфах поступає на груповий пункт, який називається установкою попередньої підготовки газу (УППГ), аналогічно, як і для індивідуальної схеми існують різновиди групової схеми:

- лінійна (див. рисунок 5.1);

- променева (див. рисунок 5.2);

- кільцева (див. рисунок 5.3).

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Рисунок 5.1- Групова лінійна схема

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.2- Групова променева схема

5.2 Характеристика технологічної і комплексної підготовки свердловинної продукції

Потужність системи збору і транспорту газу і конденсату визначена у відповідності з максимальними об`ємами видобутку, що прогнозуються, по рекомендованому варіанту розробки родовища. Транспорт газу і конденсату здійснюється по трубопроводу довжиною 108 км; в тому числі морська ділянка - 65 км; 42614 і сухопутний - 43 км; 5308.

Підготовка газу до транспортування через морський трубопровід на берег здійснюється на установці попередньої підготовки газу, на якій відбувається відділення газу від пластових вод, механічних домішок та конденсату. В потік газу додають метанол з метою виключення виникнення гідратних пробок в трубопроводі “УППГ-берег”.

Природний газ поступає із свердловин під тиском (2.5-3) МПа і з температурою (30-50)0С в трубопровідний колектор, а потім поступає на УППГ, де технологічні параметри фіксуються за допомогою КВП.

На УППГ газ по колектору поступає спочатку на сепаратор попередньої очистки (С1), в якому газ звільнюється від крапельної рідини, хімічних домішок та конденсату. Згодом, після попередньої сепарації, газ охолоджується в теплообмінниках (Т1, Т2) з допомогою морської води до температури 200С. При цьому здійснюється подальше випадіння конденсату з газу. В подальшому газ попадає на сепаратор тонкої очистки (С2), де й проходить подальше випадання конденсату та пластової води. Далі, відсепарований газ заміряють і з температурою (15-20)0С направляють на берегову установку комплексної підготовки газу (УКПГ), що знаходиться на Глібовському газосховищі.

Враховуючи, що обладнання установки попередньої підготовки газу не виключає трьохфазних розділювачів, даною схемою передбачена розділююча ємність (Р1) та вивітрювач (В1). Суміш конденсату та пластової води, що скидається із сепараторів (С1, С2) попадає на розділювач (Р1), де розділяється на складові частини і відводиться: конденсат в трубопровід, вода попадає на вивітрювач (В1). Тиск у вивітрювачі підтримується не більшим ніж 2.5 МПа і регулюється скиданням газу на факел. Рівень води в розділювачі регулюється відводом її на вивітрювач (В1) через клапан. Рівень газового конденсату регулюється виводом його в трубопровід з сигналізацією допустимих рівнів. Тиск в вивітрювачі (В1) має бути не більшим за 1МПа і регулюється відводом газу на факел. Скидання води з вивітрювача (В1) регулюється клапаном-регулятором рівня ємності розгазування (Е1/1,2), звідки насосами воду закачують в поглинаючу свердловину. Осади з ємності розгазування (Е1/1,2) зливаються на судновий збірник, а розгазований газ через дихальний клапан скидається на свічу.

Пуск УППГ можливий за двома варіантами:

1) Газ із свердловини направляється на (С1) (Т1) (С2) вихідний колектор. Газовий конденсат з пластовою водою направляється в розділювач (Р1), де й розділяється на три фази: газ, конденсат та воду і в подальшому по нормальній схемі.

2) Газ із свердловини направляється на (С1) (С1) (Т1) - вихідний колектор.

Висновки про стан роботи системи збору і промислової підготовки та рекомендації щодо його підготовки

Вибір системи збору і підготовки газу і конденсату на період ДПЕ проведений з врахуванням фізико-хімічних властивостей газу і конденсату, віддаленості родовища від берега і точки підключення в систему газопроводів; досвіду експлуатації Архангельського ГКР, прогнозних об`ємів видобутку газу і конденсату і техніко-економічних показників.

Розглянуті два варіанти збору, підготовки і транспорту продукції. Перший варіант передбачає комплексну підготовку газу, згідно вимог ОСТ 51.40-83, на морській стаціонарній платформі, і роздільний транспорт газу і конденсату до Глібовського ПСГ.

При реалізації цього варіанту необхідно розміщення на окремій МСП УКПГ ( установки комплексної підготовки газу і конденсату), будівництво газопроводу і конденсатопроводу для транспорту газу і конденсату в систему магістральних газопроводів до Глібовського ПСГ і далі на переробку.

Другий варіант передбачає первинну сепарацію на установці попередньої підготовки газу (УППГ), розміщеній на МСП і сумісний транспорт газу і конденсату по трубопроводу до Глібовського УКПГ, де проводиться підготовка газу згідно вимог ОСТ 51.40-83.

Проведені розрахунки по варіантах збору, підготовки і транспорту газу до ПСГ показують, що найменший рівень капіталовкладень по другому варіанту. Стосовно другого варіанту системи, сформульовані основні вимоги:

- попередня сепарація на УППГ, що розміщена на МСП;

- сумісний транспорт газоконденсату за рахунок пластової енергії по трубопроводу на Глібовську УКПГ, де проводиться підготовка газу до вимог ОСТ 51.40-83;

- утилізація попутньої пластової води і промстоків в поглинаючі свердловини безпосередньо на МСП;

- забезпечення як сумарного заміру витрати газу,так і індивідуального по свердловинах;

- забезпечення дослідження свердловин;

- забезпечення безгідратного збору і транспорту продукції;

- забезпечення очистки трубопроводу від можливих скупчень рідини;

- автоматизація технологічних процесів.



6. Проектування гідравлічного розриву пласта

6.1 Основні засади проведення процесу

Гідралічне щілинування (розрив) пласта (ГРП) - це метод утворення нових тріщин або розширення деяких існуючих у пласті внаслідок нагнітання у свердловину рідини або піни з високим тиском. Щоб забезпечити високу проникність, тріщини заповнюють закріплюючим агентом, наприклад кварцовим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини змикаються неповністю, в результаті чого значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу й зони пласта з кращою проникністю.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений в пласті при нагнітання рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3….7 МПа. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску або його незначному збільшенні. В обох випадках зростає коефіцієнт приймальності свердловини, який після ГРП повинен збільшитись щонайменше у три-чотири рази, що вважають критерієм можливого закріплення тріщин піском.

Тріщини ГРП у неглибоких (до 900 м) свердловинах мають горизонтальну орієнтацію, а в глибоких - вертикальну, або похилу, близьку до вертикальної. Тріщини розвиваються у тій площині, де найменші сили опору, тобто найменший гірничий тиск. Наприклад, напрямок розвитку тріщин на деформованих антиклінальних складках Передкарпаття переважно збігається з напрямком короткої їх осі.

ГРП застосовують у будь-яких породах за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної продуктивності свердловин, але й значного їх збільшення.

Застосовувані технології звичайних ГРП передбачають неглибоке закріплення тріщин ( близько 10 т піску ) і забезпечують дво, трикратне збільшення поточного дебіту нафтових, газових або приймальності нагнітальних свердловин у низькопроникних (до 0,05 мкм2 ) пластах, товщиною не менше п'яти метрів, які залягають на глибинах до 3500 м, а також у пластах з дещо більшою проникністю (до 0,15 мкм2 ), але дуже забрудненою привибійною зоною.

Зі збільшенням кількості піску до 20 т здійснюють глибокопроникний ГРП, який сприяє значному збільшенню фільтраційної поверхні, зміцьнює характер припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням нових зон пласта, ізольованих внаслідок макронеоднорідності. Тріщини такого ГРП сягають 100….150 м довжини при ширині 10…20 мм.

У газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм2 застосовують масивний ГРП, під час якого розвиваються тріщини довжиною до 1000 м, закріплені до 300 т піску. Масивний ГРП дуже дорогий, тому він передбачений у кошторисі будівництва свердловини й збільшує її вартість на 50 %.

Для проведення ГРП у свердловину на НКТ спускають пакер, що ділить її стовбур на дві частини і захищає верхню частину експлуатаційної колони від високого тиску. Гирло свердловини обладнують арматурою, наприклад 2АУ-700, на робочий тиск до 70 Мпа. Усі насосні агрегати (до 10 шт.) для нагнітання рідини ГРП, наприклад 4АН-700, обв'язують з арматурою гирла свердловини через блок маніфольда (1БМ-700). Рідини для ГРП транспортують автоцистернами по 20 м3, або ж складають у стаціонарних резервуарах по 50 м3, загальною місткістю 100…300 м3. Допоміжні насосні агрегати (ЦА-320М) помпують рідину в піскозмішувач (4ПА), з якого відцентровим насосом спочатку тільки рідина, а потім рідина з піском спрямовуються на вхід насосних агрегатів (4АН-700) для нагнітання в свердловину.

Щоб провести ГРП зі свердловини, піднімають НКТ та інше глибинне устаткування ( насосне, газліфтне), шаблонують експлуатаційну колону, спускають пакер на НКТ і обпресовують їх. Процес ГРП починається з перевірки приймальності свердловини з найменшої витрати рідини розриву, яку поступово збільшують, наприклад, від 250 до 450, 900, 1500 м3/добу і аж до значення, за якого забезпечується закріплення тріщин (2000…5000 м3/добу). Далі нагнітають рідину-пісконосій, звичайно з концентрацією Кпск піску 40…500 кг/ м3 . концентрація залежить від в'язкості рідини. На завершення процесу потрібно витіснити суміш рідини з піском зі стовбура свердловини в пласт протискуючою рідиною і закрити НКТ, аж доки тиск у свердловині не знизиться до атмосферного. Опісля піднімають НКТ з пакером і спускають глибинне устаткування для екпслуатації свердловини.

Звичайні ГРП проводять ньютонівськими рідинами. Для проведення звичайних ГРП потрібні закріплюючий агент (кварцовий пісок) Gпс=10…20 т, фракції 0,6…1 мм або 1,0…1,6 мм, рідина розриву пласта (Vр=10…30 м3 ), рідина пісконосій (Vпс=100…3000 м3), рідина для протискування в пласт (Vпр) пісконосія в об'ємі тієї частини порожнини свердловини, по якій надходять рідини. Невелику частину рідини-пісконосія без закріплювача, яка нагнітається після рідини розриву для попереднього розкриття тріщин, називають буферною рідиною.

Рідина розриву пласта повинна бути сумісною з пластовими флюїдами, добре фільтруватися в низькопроникну породу, не зменшувати її проникність, не горіти, бути доступною, недорогою, тому найчастіше застосовують водні розчини ПАР.

Рідина-пісконосій повинна бути сумісною з пластовими флюїдами, мати здатність утримувати пісок, погано фільтруватися через поверхню тріщин, не горіти, бути доступною й недорогою. Для звичайних ГРП застосовують водні розчини 0,1…0,3% ПАР і полімерів (ПАА, КМЦ, ССБ). Наприклад, на Прикарпатті застосування 0,4% водного розчину ПАА забезпечує розвиток і закріплення тріщин піском кількістю до 10 т при концентрації Кпск=100 кг/м3, об'ємі рідини 100 м3 і витратах близько 3000 м3/добу зі застосуванням розчину 0,4% ПАА. Можливе також закріплення тріщин 20…30 т піску.

Для глибокопроникного ГРП застосовують неньютонівські рідини з динамічною в'язкістю 50…200 мПа.с при швидкості зсуву 650…1100 с-1 (q=2100…3500 м3/добу) і температурі 20 0С, що утримують пысок з Кпск<500 кг/м3, і і температурі 20 0С не менше 8 год, стабільні (2 год) при пластовій температурі. Наприклад, ВНДІКРнафта запропоновано рецептуру на водній основі, яка містить 1…2,5% КМЦ, 1…3% хроматів, 0,2…0,7% лігносульфонату, 0,75…2,1% солі хлорнуватої кислоти й може застосовуватись для пластових температур 60…150 0С. Нові типи пісконосіїв розроблено в Україні.

Для закріплення тріщин в свердловинах глибиною до 3000 м придатний кварцовий пісок. У свердловинах більшої глибини, де бічний гірничий тиск перевищує 50…70 МПа, слід використовувати міцніші закріплювачі.

6.2 Методика розрахунку основних параметрів процесу

Тиск розриву пласта Рр є найважливішим параметром ГРП. Встановлено, що можна оцінити тиск розриву пласта за значенням гірничого тиску Ргрн

Рр = 0,8 Ргрн (6.1)

Оскільки Рр залежить від напруженого стану порід, який визначається не тільки глибиною їх залягання, така оцінка є дуже ненадійною.

Надійніше можна прогнозувати Рр методом, що грунтується на поєднанні промислового досвіду ГРП у свердловинах даного регіону з дослідженням приймальності тієї свердловини, в якій передбачається розрив.

Для аналізу процесу корисно використовувати індикаторні криві ГРП (рис. 6.1)

Розглядаючи типову картину на прикладі ГРП свердловин Чорного моря, бачимо, що в межах діапазону витрати ОА швидко зростає тиск до значення, достатнього для розкриття природних тріщин. Якщо бути точним, зміна тиску відбувається не лінійно, а по кривій (див. рис.6.2.1, поз.5). однак такі дані для побудови кривої звичайно відсутні, бо дослідження при витратах q0<200 м3/добу здійснюються лише в нагнітальних свердловинах, тому в діапазоні ОА зміну тиску вважають лінійною.

В діапазоні витрати АВ тиск змінюється пропорційно витраті рідини. Можна вважати, що тут не відбувається розкриття нових тріщин, тільки розвивається вже існуючі. Тому при тиску в точці А закінчується процес розкриття природних тріщин у пласті.

При деяких ГРП (? 35% усіх процесів) після досягнення найбільшого тиску в точці В і тривалого (15…60 хв) нагнітання рідини з піском спостерігається повільне зниження тиску, а часом його різкий стрибок на 3…7 МПа. Перше можливе при очищенні стінок тріщин від забруднення або подальшого їх розвитку, друге - при утворенні нових тріщин.

точка, одержана побудовою; 2 - режими ГРП; 3-дослідження свердловини на приймальність; 4 - режими ГРП при закріпленні тріщин; 5 - гіпотетична зміна приймальності.

Рисунок 6.1 Індикаторна крива ГРП, характерна для свердловин Чорного моря.



Після зниження тиску звичайно збільшують витрату рідини ( лінія СД), однак тиск уже не збільшується й значення його в точці Д менше, ніж в точці В.

Для кожної свердловини, де проводиться ГРП, потрібно визначити: тиск на вибої Р0 з найменшою витратою рідини насосного агрегату q0, яка дорівнює 200…250 м3/добу, тиск на вибої РР4, що відповідає чотирикратному збільшенню коефіцієнта приймальності свердловини, а також максимальний тиск на вибої РРm, досягнений при ГРП.

Для морського регіону

РР4 = 1,15 Р0 (6.2)

РРm = 1,22 Р0 (6.3)

звідки

РРm = 1,06 Р0 (6.4)

Для визначення очікуваного тиску ГРП використовують також поняття вертикального градієнта тиску grad P, який є відношенням тиску Р0, РР4, РРm до глибини Н залягання пласта в даній свердловині у вигляді

grad P = Р/Н (6.5)

Очікуваний тиск розриву в даній свердловині визначають шляхом нагнітання в пласт даної свердловини рідини з витратою близько 200…250 м3/добу, заміряють тиск Р0 і, використовуючи залежність (6.2) і (6.3), вираховують тиск при розриві.

Відомий точніший, але трудомісткіший спосіб визначення РР4, з урахуванням початкового коефіцієнта приймальності

і тангенсна кута tg = Кпр/Р, кривих зміни коефіцієнта приймальності до осі тисків Кпр=f(Р), за умовної мінералізації цієї залежності.

Типову картину зміни коефіцієнта приймальності від тиску наведено на рис.6.2.

Розрахункова формула має вигляд

при чому для умов Чорного моря за

tg = 13650 (10Р0)-1,235 (6.8)

точка А відповідає приймальності Кпр.0 при витраті q0 і тиску Р0;

точка В - при Р=РРmax;

точка D - при Кпр=Кпр.max

Рисунок 6.2 - Зміна коефіцієнта приймальності свердловин під час ГРП.

Оріентація тріщин. З теорії ГРП відомо, що про вертикальність тріщин свідчать такі особливості перебігу процесу:

тиск розриву пласта менший від гірничого;

збільшення об'єму рідини, що нагнітається в пласт, супроводжується зниженням тиску;

пластовий тиск впливає на тиск розриву пласта.

Виявлено, що в свердловинах родовищ на Чорному морі під час ГРП звичайно тиск розриву дорівнює 0,7…0,8 від гірничого; тиск на гирлі свердловини після досягнення його максимального значення і при постійній найбільшій витраті рідини дуже часто знижується на 3…7 МПа; вплив пластового тиску на тиск ГРП оцінюється такими експерементальними залежностями:

grad P0= 0,107+qradРпл, (6.9) grad PР4= 0,122+qradРпл, (6.10)

Таким чином, тріщини, що розкриваються під час ГРП у свердловинах Чорного моря, мають орієнтацію близьку до вертикальної.

Витрата рідини. Усі методи розрахунку потрібної витрати рідини під час ГРП базуються на лабораторних чи промислових експерементальних даних.

За G-D Ю.П.Желтова використовують аналітичні рішення, наведені для розрахунку розмірів тріщини. Водночас, додатково, за формулами Гірстма і Де Клерка, враховують витрати рідини в стінки тріщини. Це аналітично складний метод, який потребує застосування ПЕОМ.

Інший підхід полягає в окремому розрахунку витрати рідини, необхідної для перенесення піску по тріщині qтр, і витрати рідини для компенсації фільтраційних витрат рідини через її стінки. Отже, потрібна витрата рідини

qmіn = qтр + qф (6.11)

Звідси



де qтр - витрата по тріщині, л/с; h i - висота вертикальної тріщини та її ширина, см; - в'язкість рідини-пісконосія, мПа с.

Витрату рідини для компенсації кількості відфільтрованої рідини розраховують, використовуючи дані лабораторного експеременту. Визначають фільтрацію даної рідини через одиницю поверхні натурального зразка породи, що підлягає ГРП, а потім розраховують:

qф = 4 hL qф1 (6.13)

де qф - витрата рідини для компенсації фільтраційних витрат, л/с; qф1 - фільтраційні витрати на одиницю поверхні з двох сторін тріщини, л/(с см2); h i L- висота та довжина півтріщини, см.

Відомий також простий і надійний підхід для планування витрат рідини під час ГРП з достатньою точністю. Для цього використовують вже описаний спосіб дослідження окремої свердловини на приймальність.

Очікувану найменшу й найбільшу витрату рідини під час ГРП визначають з точністю до 20% за такими залежностями:

qР4 = 4 Кпр(Рр4 -Рпл), (6.14)

qm = Aq Кпр(1,06Рр4 -Рпл), (6.15)

де Аq=4…8. Зазначимо, що Аq=8 застосовують для рідин з в'язкістю, близькою до в'язкості пластової рідини, а Аq=4 для рідин з в'язкістю на два порядки більшою.

Тиск на гирлі свердловини визначають для заданих діаметра НКТ, глибини спуску, густини рідини і піску, концентрації піску в рідині, в'язкості рідини та її витрат.

Тиск на гирлі свердловини під час ГРП

Рр.г=РРm-Pгс.т+Рвтр, (6.16)

де Рвтр - втрати тиску під час нагнітання рідини; Pгс.т - тиск гідростатичного стовпа рідини, який визначають з урахуванням густини рідини.

Маса закріплювача тріщин. Для свердловин глибиною до 3000 м, закріплювачем тріщин може бути кварцовий пісок, що відповідає ТУ 39-982-84. Звичайно застосовують пісок фракції 0,4…1,6 мм.

Розрахунок маси закріплювача (піску) доцільно здійснювати з урахуванням потрібної поверхні тріщини ГРП та питомого розподілу його на одиницю поверхні. Відомо, що прийнятні значення провідності тріщини ГРП спостерігається при питомій концентрації закріплювача mпс=0,5 кг/м3, яка відповідає розрідженому моношару. Концентрації більші від mпс=2,4 кг/м3 відповідають багатошаровому розміщенню закріплювача. На практиці ГРП рекомендується застосовувати до mпс=5…20 кг/м3.

Оптимальну півдовжину вертикальної тріщини визначають за залежністю, одержаною з обробки даних

L=143 k-0,27, (6.17)

де L - півдовжина (одного крила) двобічної вертикальної тріщини, м;

k- проникність породи, фм2 (1фм2=10-3 мкм2).

Поверхня двох півдовжин тріщини

Sтр = 2 Lh, (6.18)

де L - визначається за формулою (6.17); h - звичайно дорівнює товщині пласта, що підлягає ГРП, м.

Питомий розподіл закріплювача (кг/м2) в тріщині можна розрахувати за емпіричними залежностями

mпс= 4+40 (m-0,09) для m <= 0,11, (6.19)

де m = 0,070,20 - пористість породи, частки одиниці.

Масу закріплювача (піску) (т), потрібну для закріплення тріщин, розрахуємо так:

Mпс = Sтрmпс/1000. (6.20)

Як випливає з рівнянь (6.19) і (6.20), у міцних породах малої пористості кількість закріплювача (піску), необхідна для закріплення тріщин, значно менша, ніж у м'яких породах з великою пористістю.

Об'єм рідини для ГРП і концентація піску. Під час ГРП у свердловину послідовно нагнітають ньютонівську малов'язку рідину розриву пласта, буферну та рідину-пісконосій, що характеризується однаковими властивостями, які звичайно мають не тільки більшу в'язкість, але й часто неньютонівські властивості. Наприкінці запомповують малов'язку протискуючу рідину.

Об'єм малов'язкої рідини розриву звичайно Vр.р=20…30 м3.

Об'єм буферної рідини, яка знаходиться перед рідиною-пісконосієм, повинен забезпечити розкриття тріщин на ширину в 3…5 разів більшу, ніж діаметр закріплювача, а це 3…5 мм.

Наближено об'єм буферної рідини можна визначити так:

Vб.р.=(0,1…0,3) Vр.п., (6.21)

Об'єм рідини пісконосія

Vр.п.=103Мпс /Кпс, (6.22)

де Кпс - концентація піску в рідині-пісконосій, кг/м3.

Оптимальна концентрація піску в рідині-пісконосію залежить від швидкості падіння зернинок закріплювача u.

Залежність швидкості падіння піщинок діаметром 0,8 мм від в'язкості рідини за даними запишемо у вигляді

u= 638-0,73, (6.23)

де u - швидкість падіння, м/год; - в'язкість мПа . с.

Концентацію піску (кг/м3) визначають за формулою

Кпс =4000/u (6.24)

Об'єм протискуючої рідини (м3)

Vп.р.=0,785 (Hтd2в.т+(H-Hт)D2в.к), (6.25)

де Hт - глибина спуску НКТ з пакером, м; H - глибина залягання пласта, що підлягає ГРП, м; dв.т і Dв.к - внутрішні діаметри НКТ і експлуатаційної колони, м.

Розміри тріщини ГРП. Залежність для розрахунку півдовжини одного крила вертикальної двосторонньої тріщини рідиною, яка фільтрується, має такий вигляд:

де L - півдовжина тріщини, см; Vр.п - об'єм рідини-пісконосія, см3; qm - витрата рідини під час закріплення тріщин (qР4 , qm), см3/с; - в'язкість рідини, МПа.с; h- товщина пласта, см; m- пористість породи, частка одиниці; k- проникність породи, см2.



рб=( Рс+Р0)/2 (6.27)

де рб - бічний гірничий тиск, Па; Рс =Рpm-Pпл. і Р0 =Р0 -Pпл .

Бічний гірничий тиск оцінюють також за формулою

де рб - теоретичний бічний гірничий тиск, МПа; - коефіцієнт Пуассона, звичайно =0,25; H- глибина пласта в свердловині, м; п - густина породи, кг/м3; g=9,8 м/с2.

Вважають, що утворення тріщини можливе, якщо перепад між тиском у свердловині та пластовим тиском був більшим, ніж бічний гірничий тиск Рс> рб.

Якщо в'язкість рідини-пісконосія близька до в'язкості пластової рідини, то для одержання прийнятних розмірів тріщини у чисельник формули (6.26) вводимо коефіцієнт умовного збільшення в'язкості, прийнявши

= 4. (6.29)

Ширину тріщини розраховують за формулою

де - коефіцієнт Пуасона для гірських порід (=0,25); - ширина тріщини, см; Е - модуль Юнга для гірських порід (Е 104 Мпа).

Кількість насосних агрегатів для ГРП визначають, виходячи з відомих Рр.г, qm, характеристики одного агрегата Ра1, qа1 і технічного стану агрегатів Ка1 0,5…0,9:

Тривалість проведення ГРП наближено оцінюють за такою залежністю:

t=1440(Vp.p+Vб.р.+Vр.п+Vпр)/qm (6.32)

Технологічну ефективність ГРП з вертикальною тріщиною у вигляді кратності росту дебіту після ГРП оцінюють за І.В. Кривоносовим з умови припливу до свердловини з радіусом горизонтальної тріщини, еквівалентним частині її півдовжини L, Rтр=0,25L:

де Qгр і Q0 - відповідно дебіти після і до ГРП; Rк - радіус контура живлення, rс- радіус свердловини.

Якщо свердловина має забруднену привибійну зону, приймаємо за rс приведений радіус свердловини rс = rпр.

Провівши обрахунки (див. додаток В) основних параметрів в програмній середі “Mathcad”, я отримав такі дані:

очікуваний тиск на агрегатах під час закріплення тріщин піском Pр.н.г=46,97 МПа;

очікуваний максимальний тиск на вибої під час ГРП Ppm=37,39 МПа;

максимальна витрата qm=2201 м3/добу;

об'єм рідини розриву 30 м3;

об'єм буферної рідини 43 м3;

об'єм рідини-пісконосія 143,5 м3;

об'єм протискуючої рідини 3,7 м3;

маса піску 12,91 т

Для проведення процесу ГРП потрібно забезпечити на свердловині наявність слідуючої спецтехніки (Табл.6.1)

Таблиця 6.1 - Вид спецтехніки і транспорту

Вид спецтехніки і транспорту	Тип спецтехніки	Кількість
Агрегат насосний	4АН-700	3
Цементний агрегат	ЦА-320	4
Автоцистерни	АЦ-10(рейсів)	23
Піскозмішувальний агрегат	УСП-50	1
Резервуари	Резервуар, 100м3	3
Блок маніфольда насосного агрегату	1БМ-700	1
Станція контролю	СКЦ-2М	1
Вантажні автомобілі	ГАЗ-66, МАЗ, Урал
Паливозаправник	АТЗ-3,8	1



7. Заходи з охорони праці та навколишнього середовища

7.1 Значення охорони праці і навколишнього середовища в забезпеченні безпечних і здорових умов праці

Охорона праці і техніка безпеки в газовій промисловості має ряд специфічних особливостей, а саме: пожежонебезпека виробничих об'єктів пов'язана з наявністю вуглеводнів, які легко спалахують, що викликає необхідність розробки спеціальних заходів по техніці безпеки та протипожежної профілактики.

Важливе значення для безпеки робітників має герметизація обладнання, яка виключає забрудненість робочої атмосфери і можливість вибухів, пожеж та отруєнь.

Більшість виробничих процесів газової промисловості проходять на відкритому повітрі, часто при несприятливих умовах.

Газопромислова експлуатація обладнання піддається зовнішньому впливу корозії, низьким температурам, що призводить до порушень технічних характеристик конструкцій та їх передчасного руйнування. Характерним для технологічних процесів є підвищені тиски. В технологічних процесах використовується агресивні токсичні речовини.

Специфічним для газовидобувної промисловості є використання громіздкого і важкого експлуатаційного обладнання, яке потребує частого переміщення при монтажі, ремонті, навантаженні та розвантаженні.

Тому основним завданням охорони праці на Архангельському газовому родовищі затверджений колективний договір між адміністрацією і трудовим колективом підприємства для проведення заходів по охороні праці.

Промисел виділяє потрібні матеріали і засоби для проведення заходів по охороні праці.

Адміністрація згідно колективного договору бере відповідальність по забезпеченню умов праці, які були б безпечними для життя і здоров'я робітників і службовців.

...