Механические методы повышения производительности скважин и технологии их проведения

К механическим методам относятся:

1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП);

2. Гидропескоструйная перфорация (ГПП);

3. Гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП).

Механические методы применяют в плотных породах.

По своему воздействию все эти методы обеспечивают устранение загрязнений призабойной зоны пласта. Гидравлический разрыв пласта помимо этого обеспечивает повышение производительности незагрязненных низко проницаемых, особенно газовых, пластов за счет создания дополнительных каналов и изменения картины притока пластового флюида из пласта в скважину.

3.1 Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5-2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается, и в нем образуются трещины.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины, как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

Давших при опробовании слабый приток

С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора

С загрязненной призабойной зоной

С заниженной продуктивностью

С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими)

Нагнетательных с низкой приёмистостью

Нагнетательных для расширения интервала поглощения

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины - изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).

3.1.1 Сущность ГРП

Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1-2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и увеличения производительности скважины. Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд. Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление гидроразрыва, при котором образуются трещины в породах. В идеальных условиях давление раскрытия рр должно быть меньше горного давления рг, создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство рг * рп < рр, что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.

3.1.2 Технология и техника проведения ГРП

Рис.3.1 Общая схема обвязки и расположения оборудования при гидравлическом разрыве пласта.

1 - насосные агрегаты 4АН-700; 2 - пескосмесительные aгрегаты ЗПА; 3 - автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов высокого давления; 6 - арматура устья 2АУ-700; 7 - станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры, радиосвязь) на высокое давление.

Гидравлический разрыв проводят в пластах с различной проницаемостью в случае падения дебита или приемистости нагнетательных скважин. На рис.3.1 Приведена общая схема обвязки и расположения оборудования при гидравлическом разрыве пласта. На первом этапе закачивают жидкость разрыва насосными агрегатами, в результате чего давление постепенно увеличивается и по достижении определенного значения происходит разрыв пласта. О моменте разрыва судят по манометру на выкидной линии. Этот момент характерен резким спадом давления и увеличенным расходом нагнетаемой жидкости. После разрыва пласта переходят ко второму этапу - подаче в трещину жидкости-песконосителя с песком при большом расходе и высоком давлении нагнетания. Жидкость-песконоситель с песком задавливают в трещину продавочной жидкостью при максимальном давлении и с максимальной скоростью закачки. Достигается это путем подключения наибольшего числа агрегатов. В качестве продавочной жидкости для нефтяных скважин используют нефть и для нагнетательных - воду.

Количество этой жидкости должно быть равно емкости колонны труб. Закачка продавочной жидкости является последним, третьим этапом непрерывного процесса гидроразрыва пласта. После продавки устье закрывают скважину и оставляют в покое до тех пор, пока устьевое давление не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.

3.2 Гидропескоструйная перфорация (ГПП)

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных коллекторов, как однородных, так и неоднородных по проницаемости перед гидроразрывом пласта для образования трещин в заданном интервале пласта, а также, чтобы срезать трубу в скважине при ремонтных работах. Следует помнить, что если пласт поглощает жидкость, то применение гидропескоструйной перфорации недопустимо.

Различают два варианта перфорации - точечную и щелевую. В первом - канал образуют при неподвижном перфораторе, во втором - перфоратор движется.

Для проведения гидропескоструйной перфорации необходимы перфораторы, насосно-компрессорные трубы, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковая катушка или превентор, а также жидкость - носитель и кварцевый песок. В качестве жидкости - носителя используют дегазированную нефть, 5-6% раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта обычно используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять 50-100 граммов на литр. Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 минут, а при щелевом - не более 2-3 минут на каждый сантиметр длины щели. Перепад давления жидкости на насадке, без учета потерь на трение в насосно-компрессорных трубах составляет 10-12 МПа при диаметре 4,5 мм.

Процесс гидропескоструйной перфорации осуществляют при движении НКТ снизу вверх. При непредвиденных продолжительных остановках скважину немедленно промывают при обратной циркуляции. После перфорации при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают саму скважину до забоя, чтобы полностью удалить из нее песок, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора. Для проведения гидропескоструйной перфорации скважины глубиной до 1000 м требуется определить расход рабочей жидкости, необходимое количество жидкости и песка, гидравлические потери напора, давление жидкости на выходе из насадок, предельную безопасную длину подвески насосно-компрессорных труб и их удлинение.

3.3 Гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП)

Перфорация-операция создания в обсадной колонне щелей для сообщения между скважиной и пластом-коллектором. Перфорационные каналы используются для извлечения пластового флюида, а также для закачки в пласт воды, газа, цементного раствора и др. агентов.

Гидромеханическая щелевая перфорация это технология вторичного вскрытия пласта, заключающаяся в том, что перфоратор, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах и привязанный к заданному пласту геофизическим методом, выполняет в эксплуатационной колонне сплошные продольные щели большой протяженности, затем через эти щели, воздействуя гидромониторной струей на цементное кольцо и горную породу вдоль ствола скважины, вымывает сплошные каверны.

Преимущества гидромеханической щелевой перфорации:

1. Более высокое гидродинамическое совершенство по качеству вскрытия пласта за счет вскрытия щелью всех флюид проводящих каналов, удельная площадь вскрытия обсадной колонны на 80-90% больше при сохранении ее прочности, чем при кумулятивной перфорации; радиус проникновения в 2 раза выше, чем при кумулятивной перфорации: нет ударного воздействия на эксплуатационную колонну во время перфорации;

2. Нет воздействия на цементный камень за эксплуатационной колонной выше и ниже интервала перфорации: позволяет селективно вскрывать только продуктивные пропластки, не нарушая перемычек между ними;

3. Позволяет вскрывать пласты на нефти или любой другой жидкости вскрытия;

4. Позволяет производить реперфорацию с одновременной обработкой ПЗ;

5. Операция осуществляется в любое время суток, не требует отключения электроэнергии;

6. Стоимость перфорации не выше, чем при кумулятивном способе;

3.4 Расчет гидравлического разрыва пласта (ГРП)

Помимо имеющихся исходных данных, необходимы ещё следующие характеристики горной породы, слагающей продуктивный пласт;

· модуль Юнга - Еп = 1104 МПа,

· коэффициент Пуассона - нр = 0,29,

· средняя плотность горных пород - п = 2652 кг/м3.

Решение:

1. Вертикальная составляющая горного давления равна

2. Горизонтальная составляющая горного давления равна

В условиях, когда рг < ргв при ГРП в первую очередь следует ожидать образования трещин.

3. Проектируется осуществление ГРП нефильтрующейся жидкостью, в качестве которой (а также в качестве жидкости-песконосителя) используется дегазированная нефть, загущенная добавкой асфальтита в таком количестве, чтобы обеспечить:

плотность жидкости разрыва жр = 950 кг/м3

вязкость мжр = 212 мПас (необходимое количество асфальтита для таких параметров жидкости разрыва определяется лабораторным путём);

содержание кварцевого песка фракции 0,8 ч 1,2 мм и плотностью пес = 2500 кг/м3. на 1м3.жидкости-песконосителя Спес = 300 кг/м3; по опыту проведения ГРП для расклинивания трещин планируется 3000 кг кварцевого песка, т.е. объём жидкости-песконосителя Vпес = 10 м3.

4. Темп закачки рабочих жидкостей предварительно примем равным

qзак= 15 л/с; закачка ведётся насосным агрегатом 4АН-700 на четвёртой передаче;

производительность агрегата qIV = 14,6 л/с, развиваемое давление РIV = 29 МПа.

5. При ГРП необходимо непрерывно закачивать жидкость разрыва в объёме одного кубометра (Vмжр = 1м3).

6. Для определения параметров трещины, образовавшейся в результате ГРП, используются упрощённые формулы Ю.П. Желтова.

Длина и ширина трещины после закачки одного кубометра жидкости разрыва оценивается по величине давления на забое скважины в момент разрыва пласта (Рзабр), которое определяется из трансцедентного уравнения

откуда после нескольких подстановок величины

,

получим Pзабр = 22,55 МПа.

7. Длина этой трещины определяется по формуле

8. Раскрытость (ширина) трещины

т.е. раскрытость трещины вполне достаточна для того, чтобы песок фракции 0,8 ч 1,2 мм поступал в неё при закачке следующей порции жидкости разрыва-песконосителя в объёме девяти кубометров.

9. Объёмная доля песка в жидкости-песконосителе

10. Вязкость жидкости-песконосителя по сравнению с вязкостью жидкости разрыва увеличивается за счёт наличия в ней песка и составляет

(3.7)

11. Размеры трещины, образовавшейся в результате ГРП, вычисляются по величине забойного давления в конце разрыва, определяемого по формуле и равного Рзабк = 10,60 МПа. Длина трещины в конце ГРП согласно lтрк, ширина согласно - щк = 9,8 мм.

Принимая пористость песка в трещине после её закрытия Кпп = 0,3, можно определить остаточную ширину трещины

Проницаемость трещины такой ширины равна

м2

Средняя проницаемость в ПЗ при вертикальной трещине определяется по формуле

Эта проницаемость с возрастанием расстояния от скважины уменьшается. Для оценки этой уменьшающейся проницаемости примем, что после смыкания ширина трещины, заполненной кварцевым песком, одинакова и равна щк, а её проницаемость постоянна на всём протяжении раскрытости трещины при замене Rпз на lтрк, равна 0,86010-12 м2.

Таким образом, в области распространения трещины средняя проницаемость почти в три раза выше проницаемости пласта до ГРП. Это значит, что приток в скважину будет происходить с направления, в котором трещина получила развитие. Поэтому ГРП на скважине необходимо проводить периодически, стремясь изменять направление трещин (направленный ГРП).

12. ГРП проводится через НКТ с внутренним диаметром dнктв = 0,063 мм. Во избежание повышенных нагрузок на эксплуатационную колонну продуктивный пласт изолируется от её верхней части пакером с гидравлическим якорем.

Имея вышеприведенные данные, можно определить недостающие для составления плана ГРП параметры.

13. Расчёт потерь давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ.

Плотность жидкости-песконосителя

число Рейнольдса

коэффициент гидравлического сопротивления

При наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение возрастают примерно в полтора раза и тогда

(3.12)

14. Давление, которое необходимо создать на устье скважины при ГРП

Это давление ниже того, которое развивает насосный агрегат на четвёртой передаче, на которой предполагалось вести ГРП. Поэтому ГРП следует вести на второй передаче (РII = 51 МПа), однако при этом подача агрегата будет составлять 8,3 л/с и параметры ГРП необходимо уточнить по следующим формулам.

15. Необходимое число насосных агрегатов определяется по формуле

(3.14)

здесь Ктс - коэффициент технического состояния агрегата, зависящий от срока его службы и изменяющийся в пределах 0,5 ч 0,9.

16 . Объём продавочной жидкости

17. Продолжительность работ по ГРП одним агрегатом при работе на второй передаче

мин.

Следовательно, давление на устье скважины ниже допустимого, поэтому можно проводить закачку жидкости гидроразрыва по НКТ 4.

4. Охрана труда и техника безопасности

4.1 Охрана труда и техника безопасности при фонтанном эксплуатации скважин

После монтажа фонтанной арматуры на скважине перед началом освоения ее подвергают гидравлическому испытанию водой. Порядок освоения скважины, очередность и время закрытия - открытия задвижек, смены штуцеров и манжет, набивки смазки и пасты в задвижки и трубную головку устанавливается инструкциями, действующими на промысле. При всех режимах работы скважины давление в фонтанной арматуре не должно превышать 70МПа. При монтаже фонтанной арматуры, как и всего устьевого оборудования, необходимо особое внимание уделить тщательности сборки фланцевых соединений. Перед сборкой каждого фланцевого соединения нужно убедиться в отсутствии на уплотнительной прокладке и рабочих поверхностях канавок каких-либо забоин, заусенцев и других дефектов, нанести на прокладку слой смазки и после этого собирать фланцевое соединение. При сборке соединения необходимо следить, чтобы зазор между фланцами был равномерным. Эксплуатация фонтанных скважин длится, как правило, от 3 до 10 лет. И все это время на скважине установлена одна фонтанная арматура, от надежной работы которой зависит безостановочная работа скважины. Поэтому постоянный контроль за фонтанной арматурой, ее профилактика имеют особенно большое значение. При появлении признаков разуплотнения затвора задвижки необходимо подкачивать смазку ЛЗ-162 в щеки и корпус задвижки, а пасту - в полости уплотнительных манжет задвижки и трубной головки (не реже одного раза в месяц). Если пропуски в затворе задвижки не удается устранить набивкой смазки, это указывает на то, что имеются какие-то нарушения уплотнительных поверхностей щек и плашек. Такие неисправности могут быть устранены в мастерской. Пропуск продукции через разрядную пробку может произойти по причине выхода из строя шарика или попадания под него инородных частиц.

На скважине во время монтажа и эксплуатации фонтанной арматуры должны быть все необходимые средства пожаротушения. При обслуживании фонтанной арматуры запрещается:

при резком снижении давления с использованием разрядных пробок стоять в направлении их оси;

открывать крышку быстросменного штуцера, не убедившись в отсутствии давления внутри корпуса;

стоять вдоль оси обратного клапана и оси нагнетателя при набивке смазки или пасты нагнетателем смазки.

Если в соединениях арматуры появились пропуски, уменьшить давление при помощи крана на опрессовочном агрегате, а затем на каждой закрытой задвижке - разрядным клапаном, только после этого устранять неисправности в арматуре. Нужно помнить, что задвижка в закрытом положении после опрессовки находится под давлением, даже когда ее отсоединили от фонтанной арматуры, поэтому снижение давления с использованием разрядной пробки обязательно.

Фонтанно-компрессорная арматура независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренные техническими условиями.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины, и быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны. Опрессовка фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье должна производиться на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Время опрессовки не менее 5 мин.

Под выкидными линиями фонтанно-компрессорной арматуры, расположенными на высоте, должны быть установлены надежно укрепленные опоры через 8-10 м, предотвращающие падение линий при их отсоединении во время ремонта, а также вибрацию

от ударов струи. Фонтанная арматура в случаях, когда ожидается бурное нефтегазопроявления и возникает опасность ее раскачивания, должна быть укреплена анкерными болтами и оттяжками.

Рабочие буровой бригады и операторы промысла должны быть предварительно обучены работе с узлами и фонтанной арматурой в целом, а также проинструктированы по пожарной безопасности и взрывоопасности.

При обслуживании фонтанной арматуры запрещается:

-при резком снижении давления с использованием разрядных

пробок стоять в направлении их оси;

-открывать крышку быстросменного штуцера, не убедившись в

отсутствии давления внутри корпуса;

-стоять вдоль оси обратного клапана и оси нагнетателя при набивке смазки или пасты нагнетателем смазки;

-без разрешения руководства подтягивать фланцевые соединения при наличии течи в них;

-применять дополнительный рычаг для увеличения крутящего момента на маховике задвижки;

-находиться вблизи арматуры при опрессовке её на скважине.

нефть фонтанный скважина

Заключение

Мой курсовой проект состоит из четырех частей пояснительной записки и двух листов графической части.

В первой геологической части я привожу краткую характеристику нефтяного месторождения Акжар, которое находится в Актюбинской области, в 30 км к северу от поселка Жаркамыс и в 60 км юго-западнее месторождения Кенкияк.

В технологической части я описываю эксплуатацию скважин фонтанным способом. Здесь же я описываю выбор оборудования фонтанных арматур, область применения, принцип действия, неисправности и исследование фонтанных скважин.

В специальном вопросе я описал механические методы повышения производительности скважин и технологии их проведения. К механическим методам относятся: гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП), гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП). По своему воздействию все эти методы обеспечивают устранение загрязнений призабойной зоны пласта. Гидравлический разрыв пласта помимо этого обеспечивает повышение производительности незагрязненных низко проницаемых, особенно газовых, пластов за счет создания дополнительных каналов и изменения картины притока пластового флюида из пласта в скважину. В этой же части я рассчитал расчет гидравлического разрыва пласта.