Проектирование гидравлического разрыва пласта
Сущность гидроразрыва пласта, его виды и применение. Механизм образования горизонтальных и вертикальных трещин. Виды жидкостей и расклинивающих агентов. Выбор оборудования для проведения работ на нефтяных скважинах. Особенности добычи сланцевого газа.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 17.05.2018 |
| Размер файла | 962,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://allbest.ru
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»
Кафедра бурения скважин, разработки нефтяных и газовых месторождений
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
На тему:Проектирование гидравлического разрыва пласта
По дисциплине: Скважинная добыча нефти
Выполнил (-а) обучающийся (-аяся):
Маматисаков Зокиржон Содикжон угли
Руководитель: Л.Н. Иконникова доц., к. т. н.
Архангельск 2018
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
1. Теоретическая часть
1.1 Сущность гидроразрыва пласта, его виды и применение
1.2 Механизм образования трещин
1.2.1 Образование горизонтальной трещины
1.2.2 Образование вертикальной трещины
1.3 Виды ГРП
1.4 Виды жидкостей и расклинивающих агентов ГРП
1.5 Требования к жидкостям, используемым при гидроразрыве
1.6 Техника для ГРП, схема расположения оборудования при ГРП
1.7 Технологическая эффективность
2. Расчетная часть
2.1 Определение параметров трещин
2.2 Определение параметров ГРП
2.3 Оборудование, необходимое для проведения ГРП
Заключение
Список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ
Согласно источнику [1] гидроразрыв пласта (ГРП ) -- один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть, либо их смесь) к забою скважины.
После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.
Целью данной курсовой проекты является проведение расчета процесса ГРП, а именно, составить план проведения гидравлического разрыва пласта, выбрать рабочие жидкости, оценить показатели процесса, определить технологическую эффективность проведенного ГРП.
1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Сущность ГРП, его виды и применение
Согласно источнику [2] ГРП предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения вследствие взаимодействия долота с напряженными горными породами, а также с процессом вторичного вскрытия (перфорации). Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются.
Процесс ГРП состоит из трех принципиальных операций: создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных); закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин; продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления. При этих операциях используют три категории различных жидкостей: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочную жидкость. Каждая из этих жидкостей (рабочих агентов) должна удовлетворять определенным специфическим требованиям.
В невозмущенном горном массиве напряженное состояние горных пород характеризуется следующими напряжениями:
вертикальным , определяемым весом вышележащих горных пород
горизонтальным
где сп - плотность вышележащих горных пород, кг/м3;
- ускорение свободного падения, ;
L - глубина залегания горизонта, для которого рассчитываются напряжения, м;
н - коэффициент Пуассона горной породы, зависящий от продольных и поперечных ее деформаций.
Для песчаников и известняков v = 0,2 - 0,3; для упругих пород коэффициент Пуассона изменяется в пределах 0,25 - 0,43. Для пластичных горных пород (глина, глинистые сланцы, каменная соль) коэффициент Пуассона стремится к 0,5.
Одним из основных параметров ГРП является давление разрыва горных пород, которое зависит как от горного давления, так и от прочности горных пород. Прочность горных пород даже одного объекта разработки может изменяться в значительных пределах в зависимости от типа породы, ее пористости, структуры порового пространства, минералогического состава, а также от наличия глинистых разностей. Следовательно, давление разрыва является трудно рассчитываемой величиной.
В общем случае давление разрыва зависит от следующих основных факторов:
1) горного давления pг;
2) проницаемости ПЗС и наличия в ней микротрещин;
3) прочности и упругих свойств горной породы;
4) структуры порового пространства;
5) свойств жидкости разрыва;
6) геологического строения объекта;
7) технологии проведения ГРП и др.
Разрыв осуществляют так называемой жидкостью разрыва, а заполнение образовавшихся или расширившихся трещин -- закрепляющим материалом с жидкостью-носителем.
1.2 Механизм образования трещин
При реализации ГРП, как гласит источник [1] «Нефтегазовая микроэнциклопедия», в призабойной зоне могут образовываться трещины различной пространственной ориентации: горизонтальные, вертикальные или наклонные. На рисунке 1 приведена схема горизонтальной и вертикальной трещин.
Рисунок 1 - Схема горизонтальной и вертикальной трещин
1.2.1 Образование горизонтальной трещины
Если в призабойную зону скважины нагнетать слабофильтрующуюся (среднефильтрующуюся) жидкость, то фильтрация начинается в наиболее проницаемые области ПЗС, определяемые, как правило, наличием трещин.
В этом случае слабофильтрующаяся жидкость действует как клин, увеличивая длину и раскрытость горизонтальной трещины. При этом положительный результат может быть получен только при определенном темпе закачки жидкости разрыва. Минимальный темп закачки жидкости разрыва определяют по эмпирической зависимости:
где - минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования горизонтальной трещины, м3/с;
- радиус горизонтальной трещины, м;
- ширина трещины на стенке скважины, м;
- вязкость жидкости разрыва, мПа•с.
Принципиально возможно образование горизонтальной трещины и фильтрующейся жидкостью, что связано с существенным увеличением темпа и давления закачки.
1.2.2 Образование вертикальной трещины
Если используется нефильтрующаяся жидкость разрыва, то по мере повышения давления закачки напряжение в горной породе возрастает. При определенном напряжении, превышающем предел прочности породы на сжатие, порода разрывается. Физически этот процесс протекает следующим образом. гидроразрыв трещина скважина сланцевый газ
По мере роста давления закачки напряжение в горной породе возрастает и происходит ее сжатие. Сжатие происходит до определенного предела, определяемого прочностью на сжатие. После превышения этого предела порода не может сопротивляться увеличивающемуся сжатию и растрескивается.
После снятия давления закачки возникают остаточные трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной ориентации.
Минимальный темп закачки жидкости разрыва рассчитывают по следующей эмпирической зависимости:
где - минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования вертикальной трещины, м3/с;
h -- толщина пласта, м.
Так как в процессе закачки определенная часть жидкости фильтруется в породу ДQф, формируя вдоль трещин зоны инфильтрата, действительный темп закачки жидкости разрыва Qд должен быть выше такового, рассчитываемого по формулам (3) и (4):
1.3 Виды ГРП
По источнику [2], cуществует большое количество видов ГРП, но все они могут быть классифицированы по следующим признакам:
По типу скважины
1) добывающие нефтяные;
2) добывающие газовые;
3) нагнетательные.
По применяемому внутрискважинному оборудованию
1) без НКТ (разрыв по обсадной колонне);
2) с использованием НКТ;
3) без пакера (давление разрыва пласта действует на обсадную колонну);
4) с пакером.
По числу пластов в разрезе скважины
1) один;
2) два;
3) несколько.
По виду ГРП
1) простой;
2) поинтервальный (многократный);
3) направленный;
4) избирательный;
5) массированный;
6) глубокопроникающий;
7) комбинированный (например, кислотная обработка + ГРП, щелевая разгрузка + ГРП и т.д.).
По типу используемых при ГРП жидкостей и наполнителей.
Каждый вид гидроразрыва имеет не только свои преимущества, но и недостатки и предназначен для определенных типов коллекторов и геологического строения ПЗС. Рассмотрим наиболее сложный вид ГРП - поинтервальный или многократный.
Такой вид ГРП предназначен либо для больших толщин продуктивного горизонта, либо для продуктивного горизонта, представленного чередованием проницаемых и непроницаемых разностей (слоистый пласт, например, песчаники и глинистые прослои).
В этих случаях эффективность гидроразрыва определяется количеством трещин на большой толщине продуктивного горизонта или трещиной в каждом песчаном прослое (в случае слоистого пласта). Рассмотрим поинтервальный ГРП для случая слоистого продуктивного горизонта, схема которого представлена на рисунке 2.
Продуктивный горизонт представлен тремя песчаными разностями, разделенными между собой глинистыми пропластками. Перфорацией вскрыты только песчаные пропластки. Разрыв ведется сверху вниз.
Рисунок 2 - Схема поинтервального ГРП в слоистом пласте:
а - разрыв в верхнем песчаном пропластке; б - разрыв в среднем песчаном пропластке; в - разрыв в нижнем песчаном пропластке; г - скважина после ГРП; 1 - пакер; 2 - хвостовик НКТ; 3 - обратный клапан; 4 - трещина; 5 - глинистый пропласток; 6 - песчаный пропласток
По схеме на рисунке 2 реализуется многократный (поинтервальный) направленный ГРП с использованием двух пакеров, с помощью которых изолируется пропласток для проведения гидроразрыва от других песчаных пропластков. После проведения ГРП в верхнем пропластке (рисунок 2а) система разъякоривается и распакеруется; производится допуск до следующего объекта, система пакеруется и заякоривается (рисунок 2б). После проведения ГРП производится допуск оборудования до нижнего пропластка (рисунок 2в).
На рисунке 2г показана схема скважины после проведения многократного направленного гидроразрыва. Преимущества и недостатки данного вида гидроразрыва вытекают из представленной схемы.
Техническая реализация и основные требования к рабочим агентам и наполнителю не отличаются от таковых для простого ГРП, достаточно полно рассмотренного раньше. Таким образом, рассмотрен один из наиболее распространенных методов гидрогазодинамического воздействия на призабойные зоны скважин с целью интенсификации притока или приемистости -- гидравлический разрыв пласта.
1.4 Виды жидкостей и расклинивающих агентов ГРП
Изучая источник [1], можно заметить, что технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:
1) Подготовка скважины - исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.
2) Промывка скважины - скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).
3) Закачка жидкости разрыва
Жидкость разрыва - тот рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости. В качестве жидкостей разрыва можно использовать:
в добывающих скважинах
- дегазированную нефть;
- загущенную нефть, нефтемазутную смесь;
- гидрофобную нефтекислотную эмульсию;
- гидрофобную водонефтяную эмульсию;
- кислотно-керосиновую эмульсию и др.;
в нагнетательных скважинах
- чистую воду;
- водные растворы соляной кислоты;
- загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом -- ПАА, сульфит-спиртовой бардой -- ССБ, карбоксиметилцеллюлозой --КМЦ);
- загущенную соляную кислоту (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) и др.
При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин). Как уже отмечалось, давление разрыва не является постоянной величиной и зависит от ряда факторов.
Повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при соблюдении следующего: Объемная скорость закачки жидкости разрыва определенной вязкости и проницаемость ПЗС должны удовлетворять в каждый момент времени закачки условию, когда скорость закачки опережает скорость поглощения жидкости пластом.
Из данного условия очевидно, что в случае низкопроницаемых пород давление разрыва может быть достигнуто при использовании в качестве жидкости разрыва жидкостей невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки. Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости. Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то следует применять большие скорости закачки и высоковязкие жидкости. Совершенно очевидно, что при этом должна учитываться и толщина продуктивного горизонта (пропластка), определяющая приемистость скважины.
Важным технологическим вопросом является определение момента образования трещины и его признаки. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на зависимости «объемный расход жидкости закачки -- давление закачки» и значительным снижением давления закачки. Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход -- давление», но снижения давления закачки не отмечается. В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины. Практика проведения ГРП показывает, что раскрытие естественных трещин достигается при существенно меньших давлениях закачки, чем это происходит в монолитных породах.
4) Закачка жидкости-песконосителя
Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную по отношению к наполнителю функцию.
Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.
Указанные требования диктуются условиями эффективного заполнения трещин наполнителем и исключением возможного оседания наполнителя в отдельных элементах транспортной системы (устье, НКТ, забой), а также преждевременной потерей наполнителем подвижности в самой трещине. Низкая фильтруемость предотвращает фильтрацию жидкости-песконосителя в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале. В противном случае концентрация наполнителя в начале трещины возрастает за счет фильтрации жидкости-песконосителя в стенки трещины, и перенос наполнителя в трещине становится невозможным (закупорка трещины).
В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ; загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт (НЧК) и др.
Для снижения потерь на трение при движении этих жидкостей с наполнителем по НКТ используют специальные добавки (депрессоры) -- растворы на мыльной основе; высокомолекулярные полимеры и т.п.
5) Закачка продавочной жидкости.
Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, как показывает практика, должно соблюдаться следующее условие:
где - скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с;
- вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.
Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.
В качестве наполнителя трещин могут использоваться:
- кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 - 1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;
- стеклянные шарики;
- зерна агломерированного боксита;
- полимерные шарики;
- специальный наполнитель -- проппант.
Основные требования к наполнителю:
- высокая прочность на сдавливание (смятие);
- геометрически правильная шарообразная форма.
Совершенно очевидно, что наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств. Практически установлено, что концентрация наполнителя изменяется от 200 до 300 кг на 1 м3 жидкости-песконосителя.
После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением. Время выстойки скважины под давлением должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится из трещин в скважину. Если при этом скважина эксплуатируется насосным способом, вынос наполнителя приводит к выходу из строя погружной установки, не говоря об образовании на забое пробок из наполнителя. Вышесказанное является чрезвычайно важным технологическим фактором, пренебрежение которым резко снижает эффективность ГРП вплоть до отрицательного результата.
1.5 Требования к жидкостям, используемым при гидроразрыве
При ГРП используют три категории различных жидкостей: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочную жидкость. Согласно источнику [1] «Нефтегазовая микроэнциклопедия», а если не уверенны, то можно обратиться к учебному пособию Мищенко Игоря Тихоновича «Скважинная добыча нефти» [2], каждая из этих жидкостей (рабочих агентов) должна удовлетворять определенным специфическим требованиям. Вместе с тем указанные рабочие агенты должны удовлетворять следующим общим требованиям:
1) Рабочие агенты (жидкости), закачиваемые в пласт, не должны уменьшать проницаемость ПЗС. При этом, в зависимости от категории скважины (добывающая; нагнетательная; добывающая, переводимая под нагнетание воды), используются различные по своей природе рабочие жидкости.
2) Контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗС или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких отрицательных физико-химических реакций, за исключением случаев применения специальных рабочих агентов с контролируемым и направленным действием.
3) Рабочие жидкости не должны содержать значительного количества посторонних механических примесей (т.е. их содержание регламентируется для каждого рабочего агента).
4) При использовании специальных рабочих агентов, например, нефтекислотной эмульсии, продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в продукции пласта и не снижать проницаемости ПЗС.
5) Вязкость используемых рабочих жидкостей должна быть стабильной и иметь низкую температуру застывания в зимнее время (в противном случае процесс ГРП должен проводиться с использованием подогрева).
6) Рабочие жидкости предпочтительно должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими.
1.6 Техника для ГРП, схема расположения оборудования при ГРП
Как правило, ГРП проводят по колонне НКТ, спускаемой в скважину и закрепляемой на расчетной глубине пакером и якорем. Следуя словам Мищенко Игоря Тихоновича [2], пакеры разделяются на пакеры с опорой на забой и пакеры без опоры на забой. Эластичные элементы пакера при герметизации выдерживают высокие перепады давлений.
Внутренние проходные каналы пакера имеют различные диаметры и предназначены для пропуска через пакер труб, оборудования или инструмента. Так как в процессе разрыва пласта под пакером создается высокое давление, существенно превышающее гидростатическое давление столба жидкости над пакером в затрубном пространстве, на пакер действует значительная страгивающая сила, что может вызвать его перемещение вверх и продольный изгиб НКТ.
Для фиксации колонны НКТ с пакером в обсадной колонне выше пакера устанавливают гидравлический якорь плашечного типа. При создании внутри якоря избыточного давления зубчатые плашки раздвигаются и вдавливаются в обсадную колонну, надежно фиксируя спущенное в скважину оборудование.
Поверхностное оборудование для производства ГРП включает: специальные насосные агрегаты износостойкого исполнения, например, 4АН-700. Привод силового насоса этого агрегата - дизельный двигатель, который через коробку скоростей связан с приводным валом силового насоса. Характеристики насосно-силового блока зависят от типа агрегата.
Для приготовления смеси жидкость - песконоситель используют пескосмесительные агрегаты с автоматически регулируемыми дозаторами жидкости и наполнителя.
Принципиально такой агрегат включает двигатель привода насоса, центробежный пульповый насос, специальный двухкамерный бункер для наполнителя, смесительное устройство с четырехлопастными мешалками и систему двух горизонтальных и одного наклонного шнеков. Горизонтальные шнеки подают наполнитель из одной или другой камеры к наклонному шнеку, по которому наполнитель направляется в смесительное устройство.
Одновременно из автоцистерн в смесительное устройство по трубопроводу подается жидкость-песконоситель. Приготовленная смесь пульповым насосом подается на прием главного насоса высокого давления насосного агрегата и далее в скважину.
Неотъемлемым элементом при производстве ГРП являются цистерны, которые оборудованы различными насосами (центробежным и плунжерным, как правило, трехплунжерным).
Центробежный насос предназначен для подачи жидкости-песконосителя на пескосмесительный агрегат. Трехплунжерный насос предназначен для заполнения цистерны жидкостью, отбора жидкости из цистерны и перекачку жидкости потребителю из любой другой емкости. Цистерны оборудованы змеевиками для прогрева жидкости в холодное время, а также необходимыми средствами автоматики.
Цистерны устанавливаются на шасси автомобиля повышенной проходимости. При производстве ГРП обязательным элементом является манифольдный блок высокого давления, предназначенный для обвязки выкидных насосных агрегатов и присоединения их к специальной арматуре устья скважины. Манифольдный блок транспортируется на платформе автомобиля. Он включает в себя:
? напорный кованый стальной коллектор с отводами для присоединения выкидных линий насосных агрегатов. Он имеет датчики давления, плотностномер и расходомер, оборудован необходимыми системами дистанционного управления, контроля и регистрации параметров процесса, кранами, предохранительными клапанами и т.п.
Все контрольно-измерительные и автоматические системы дистанционно связаны со станцией контроля и управления процессом ГРП, установленной на шасси автомобиля и оборудованной системами звуковой и телефонной (радио) связи;
? распределительный коллектор с предохранительным клапаном, служащий для распределения рабочих жидкостей между насосными агрегатами и имеющий большое проходное сечение. К коллектору можно подключать десять присоединительных линий;
? комплект вспомогательных трубопроводов высокого давления, а также комплект быстросъемных шарнирных соединений высокого давления;
? крановая арматура, шланги высокого давления, вспомогательное оборудование и инструмент для сборки, разборки и опрессовки соединительных манифольдов;
? арматура устья скважины, например, 1АУ-700 или 2АУ-700. Рассчитана на рабочее давление до 70 МПа. Верхняя часть арматуры имеет боковые отводы с гибкими соединениями, а также манометр с масляным разделителем. Нижняя часть арматуры рассчитана на давление до 32 МПа и имеет две подсоединительные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соединениями и сообщается с затрубным пространством скважины.
Схема расположения оборудования при ГРП приведена на рисунке 3.
Комплекс характеризуется следующими параметрами: суммарная потребляемая мощность -- 5400 л.с; наибольшее давление нагнетания --105 МПа; наибольшая суммарная подача -- 200 л/с; обвязка нагнетательного манифольда -- одно или двухструнная; условный проход струны -- 50 мм; сбор и обработка информации -- автономный передвижной центр управления и контроля; масса -- 160 т.
Основой установки УН-1000х105 К является трехплунжерный насос нового поколения НП-1000 К. Этот насос высокого давления имеет безразъемную станину, четырехопорный коленчатый вал, клапанные узлы с улучшенной гидродинамикой, плунжерные пары с абразивнокоррозионностойкими уплотнительными пакетами переменной жесткости. Этот насос по КПД, массогабаритным и другим характеристикам превосходит известные зарубежные аналоги.
Рисунок 3 - Схема расположения оборудования при ГРП: 1 - насосные агрегаты; 2 - пескосмесительные агрегаты; 3 - автоцистерны с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов высокого давления; 6 - арматура устья скважины; 7 - станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры, радиосвязь)
Для привода насоса НП-1000 К создан силовой энергоблок на базе газотурбинного двигателя ГТД-1250 с планетарной многоскоростной трансмиссией, который значительно превосходит энергоблоки с дизельным двигателем.
В состав установки УН-1000х105 К входит также трубная обвязка с новой запорной и предохранительной арматурой высокого давления. Следует отметить, что все виды оборудования комплекса КО ГРП-105/50 К являются самодостаточными и могут использоваться как отдельно, так и совместно с известным отечественным и зарубежным нефтегазопромысловым оборудованием аналогичного назначения.
Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП представлена на рисунке 4. При проведении ГРП колонна НКТ должна быть запакерована и заякорена.
Рисунок 4 - Принципиальная схема оборудования скважины для
проведения ГРП: 1 - продуктивный пласт; 2 - трещина; 3 - хвостовик; 4 - пакер; 5 - якорь; 6 - обсадная колонна; 7 - колонна НКТ; 8 - устьевое оборудование; 9 - жидкость разрыва; 10 - жидкость - песконоситель; 11 - жидкость продавки; 12 - манометр
1.7 Технологическая эффективность
Как утверждает Мищенко Игорь Тихонович [2], различают технологический и технолого-экономический (технико-экономический) эффект. Методология оценки технологического эффекта базируется на следующих документальных данных: параметры работы системы «скважина--пласт» до проведения обработки и после ее реализации. К основным параметрам работы системы относятся:
- дебит (приемистость) скважины Q;
- забойное давление pз;
- индикаторная диаграмма;
- кривая восстановления забойного давления (КВД);
- профиль притока (приемистости).
Перед проведением того или иного метода воздействия на ПЗС необходимо проведение комплексного исследования скважины при работе на стационарных режимах, при работе на нестационарном режиме и дебитометрические исследования.
По результатам этих исследований строятся и обрабатываются: индикаторная диаграмма, КВД и профиль притока (приемистости). Кроме того, отбираются пробы продукции и определяются в лаборатории ее физико-химические характеристики. Все полученные данные служат основой для сравнения и сохраняются.
После проведения обработки ПЗС комплексное исследование повторяется, результаты обрабатываются и сохраняются. Первым технологически важным показателем является изменение дебита скважины Q (формула (6)).
Q = Q1 - Q0, (6)
где Q0, Q1 -- соответственно дебит скважины до обработки и после.
Этот показатель не является единственным и представительным, т.к. дебит после обработки Q2, может быть получен и за счет снижения забойного давления; поэтому сравниваются коэффициенты продуктивности (приемистости) -- если индикаторные диаграммы линейны; в противном случае сравниваются коэффициенты пропорциональности «k» и показатели степени «n» обобщенного уравнения притока (приемистости) или коэффициенты А и В.
Увеличение коэффициента продуктивности (приемистости) или соответствующее изменение k, n, А и В являются объективными показателями технологической эффективности проведенной обработки.
Полученные в ходе обработки результатов гидродинамических исследований коэффициенты проницаемости, подвижности, гидропроводности и пьезопроводности призабойной зоны сравниваются между собой. Затем сравниваются результаты гидродинамических исследований на нестационарном режиме, дебитометрических исследований и свойств продукции.
Сравнение всех перечисленных показателей необходимо не столько для определения самой технологической эффективности, сколько для выявления, за счет какого показателя (либо совокупности показателей) системы получен положительный эффект.
Это является абсолютно необходимым для новых нефтяных регионов при выборе самих методов управления продуктивностью и разработке технологии их реализации, а также для проверки адекватности выбранных методов реальным геолого-физическим свойствам объекта.
Таким образом, метод обработки ПЗС является технологически эффективным, если после обработки увеличивается коэффициент продуктивности (приемистости), коэффициенты проницаемости, подвижности, гидропроводности, пьезопроводности, а также дебит скважины.
К технологическому эффекту также относятся выравнивание профиля притока (приемистости) и снижение обводненности добываемой продукции. Вторым технологически важным показателем эффективности процесса является длительность положительного эффекта, например, дебита скважины и характер его снижения во времени.
На рисунке 5 приведены гипотетические данные о технологической эффективности воздействия на ПЗС. К моменту начала работ по искусственному воздействию на ПЗС t0 скважина работала с дебитом Q(t)=Q0. После проведения обработки и освоения скважины (момент tx) дебит скважины увеличился до величины Q1 > Q0, т.е. технологический эффект положителен (с учетом соответствующих изменений коэффициента продуктивности, проницаемости и т.д.).
Рисунок 5 - Гипотетические данные о технологической эффективности воздействия на ПЗС
Можно предположить, что скважина в течение определенного времени (считая от t1) t1ґ работает с постоянным дебитом Q1 после чего ее дебит снижается в соответствии с законом 1ґ, 2ґ или 3ґ. С другой стороны, можно предположить, что скважина сразу после обработки начинает работать со снижающимся во времени дебитом по закону 1, 2 и 3. Определение времени технологически положительного эффекта возможно вести по двум методам:
1) Сравнение фактического дебита на текущий момент времени с тем дебитом, с которым бы скважина работала на этот момент времени.
2) Сравнение фактического дебита на текущий момент времени с тем дебитом, с которым скважина работала до начала обработки ПЗС (Qo).
Первый метод является фактически более обоснованным, но требует дополнительных вычислительных работ по определению по кривой Q(t) темпа падения дебита (кривая 4) во времени, начиная с момента времени t0. В соответствии с первым методом длительность технологического эффекта составляет:
- для закона падения дебита 1ґ -- t2-1ґ;
- для закона падения дебита 2ґ-- t2-2ґ;
- для закона падения дебита 3ґ -- t2-3ґ;
- для закона падения дебита 1 -- t2-1;
- для закона падения дебита 2 -- t2-2;
- для закона падения дебита 3 -- t2-3.
при этом t2-2ґ> t2-1ґ> t2-3ґ> t2-1> t22> t2-3-
Если в основу положить второй метод, то длительность технологического эффекта составляет соответственно: tґ2-1ґ,2ґ , tґ2-3ґ, tґ2-1, tґ2-2 и tґ2-3. Совершенно очевидно, что от длительности технологического эффекта и характера падения дебита скважины во времени после обработки зависит количество добытой в результате обработки ПЗС нефти и, соответственно, экономическая эффективность обработки.
Кроме этого, при проведении массовых обработок ПЗС с использованием системного подхода к положительному эффекту следует относить равномерность выработки запасов углеводородов (предотвращение образования застойных нефтяных зон и прорывов закачиваемой воды при ППД по каналам низкого фильтрационного сопротивления), сокращение объемов и давления закачки воды и т.п. Снижение фильтрационно-емкостных характеристик призабойных зон скважин в ряде случаев связано с отложениями в ПЗС солей и повсеместно -- с обводнением добывающих скважин.
2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1 Определение параметров трещин
Таблица 1 - Исходные данные
|
Внутренний диаметр НКТ, м |
0,062 |
|
|
Пористость m |
0,2 |
|
|
Мощность пласта h, м |
12 |
|
|
Диаметр по долоту D, м |
0,25 |
|
|
Объем жидкости , м3 |
10 |
|
|
Содержание песка G, кг |
300 |
|
|
Запланированный темп закачки Q, л/с |
12 |
|
|
Коэффициент технического состояния агрегата |
0,8 |
|
|
Глубина скважины L, м |
1250 |
|
|
Глубина спуска НКТ , м |
1250 |
|
|
Модуль упругости пород Е, МПа |
104 |
|
|
Плотность пород , кг/м3 |
2420 |
|
|
Вязкость нефти , мПа•с |
200 |
|
|
Плотность нефти , кг/м3 |
945 |
|
|
Коэффициент Пуассона н |
0,25 |
|
|
Проницаемость k, мкм2 |
0,05 |
|
|
Плотность песка , кг/м3 |
2500 |
В невозмущенном горном массиве напряженное состояние горных пород характеризуется следующими составляющими: вертикальная составляющая и горизонтальная составляющая горного давления.
Вертикальная составляющая горного давления
где - плотность вышележащих горных пород, кг/м3;
- ускорение свободного падения, ;
- глубина залегания горизонта, для которого рассчитываются напряжения, м.
Горизонтальная составляющая горного давления
где - коэффициент Пуассона горной породы, зависящий от продольных и поперечных ее деформаций.
Так как вертикальная составляющая больше горизонтальной, то в подобных условиях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины.
Запроектируем ГРП нефильтрующейся жидкостью, в качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя, используют загущенную нефть с добавкой асфальтена ( = 945 кг / мі и = 200 мПа·сек) с содержанием песка на 1мі жидкости песконосителя.
Для расклинивания трещин, запланируем закачку 3 тонн кварцевого песка, фракции от 0,8 до 1,2 мм. Темп закачки Q = 12 л / с. При ГРП непрерывно будем закачивать жидкость разрыва в объеме 1 м3 и жидкость песконоситель в объеме 9 мі.
Определим давление на забое после закачки 1 м3 жидкости
где рз - давление на забое скважины после закачки 1 м3 жидкости, МПа;
Е - модуль упругости породы, E = 104 МПа;
Q - темп закачки жидкости разрыва, м3/с;
м - вязкость жидкости разрыва Па·с;
Vж - объем жидкости закачки, м3.
Определим методом итерации
Длина трещины после закачки 1 мі жидкости
где h - толщина пласта, м
Раскрытость или ширина трещины после закачки 10 мі. жидкости.
Раскрытость вполне достаточна, чтобы песок фракции 0,8 - 1,2 мм поступал в нее при закачке следующей порции жидкости разрыва, являющейся одновременно и жидкостью песконосителем.
Определим объемную долю песка в смеси
где - масса наполнителя (песка) в 1 м3 жидкости песконосителя, кг;
- плотность наполнителя (песка), кг/м3.
Определим вязкость жидкости песконосителя
где м - вязкость чистой (без песконосителя) жидкости песконосителя, Па·с;
Определим давление на забое после закачки 10 м3 жидкости по формуле (9) методом итерации
1,78746*10,22
Длина трещины после закачки 10 мі жидкости найдем по формуле (10)
Раскрытость или ширина трещины после закачки 10 мі жидкости найдем по формуле (11)
Жидкость песконоситель распространилась в трещине на расстояние от скважины примерно равном 90% её длины
После снятия давления трещина закрывается не полностью на интервале, где находиться жидкость песконоситель. Принимая пористость песка после ее закрытия m = 0,2, определим остаточную ширину трещины.
Остаточная ширина трещины равна:
где m - пористость пласта, m = 0,2
Проницаемость трещины остаточной ширины.
Определим среднюю проницаемость в призабойной зоне
где D - диаметр скважины, м;
k - естественная проницаемость пласта, м2.
Средняя проницаемость пласта при наличии вертикальной трещины будет уменьшаться с возрастанием расстояния от скважины. При ее оценки примем ширину трещины после смыкания одинаковой на любом расстоянии от скважины, а ее проницаемость неизменной.
Средняя проницаемость на расстоянии 1м от скважины
где
Средняя проницаемость на расстоянии длины трещины l1
где
Как видно из расчетов в области распространения трещины средняя проницаемость превышает проницаемость пласта.
ГРП будем производить через НКТ = 0,062 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.
2.2 Определение параметров ГРП
Определим плотность жидкости - песконосителя
где - плотность чистой жидкости песконосителя
Число Рейнольдца
где - внутренний диаметр НКТ
Коэффициент гидравлического сопротивления
Определяем потери на трение
При наличии песка в жидкости, при Re больше 200 происходит ранняя турбулентность потока и потери на трение увеличиваются в 1,52 раза.
Определяем давление которое нужно создать на устье скважины при ГРП
Определим необходимое число насосных агрегатов для ГРП
где - рабочее давление агрегата, ;
- подача агрегата при этом давлении, ;
- коэффициент технического состояния агрегата (0,5 - 0,8)
Жидкость гидроразрыва будем закачивать агрегатом 4АН700
Таблица 2 - Характеристика насосного агрегата 4АН700
|
Скорость |
Подача л / с |
Давление МПа |
|
|
I |
6,0 |
70 |
|
|
II |
8,3 |
51 |
|
|
III |
11,6 |
36 |
|
|
IV |
14,6 |
29 |
Объем жидкости для продавки жидкости песконосителя
Продолжительность гидроразрыва, агрегатом на IV скорости.
Максимальное увеличение дебита при образовании вертикальной трещины
где - радиус контура питания, м;
- дебит скважины с вертикальной трещиной, м3/с;
- дебит скважины с радиусом, равным радиусу долота, м3/с;
- радиус трещины, м, .
2.3 Оборудование, необходимое для проведения ГРП
В состав оборудования, необходимого для проведения ГРП входит:
1) насосный агрегат 4АН-700 (2 штуки)
2) пескосмесительный агрегат (1 штука)
3) песковоз (1 штука)
4) автоцистерна ЦР-20 (2 штуки)
5) блок манифольда 1 БМ-700 (1 штука)
6) арматура устья 2-АУ-700 (1 штука)
7) станция контроля и управления процессом ЦАК (1 штука)
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной курсовой проекте мы провели расчет процесса гидравлического разрыва пласта: составили план проведения гидравлического разрыва пласта, выбрали рабочие жидкости, оценили показатели процесса, определили технологическую эффективность проведенного гидравлического разрыва пласта.
Мы получили, что дебит скважины при наличии вертикальной трещины превышает дебит скважины с радиусом, равным радиусу долота, в 6,4 раз.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 Нефтегазовая микроэнциклопедия [Электронный ресурс]. ? Режим доступа: http://neft.academic.ru/ (Дата обращения 19.12.2015)
2 Мищенко И.Т. -- Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -- М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -- 816 с.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014Сущность гидроразрыва пласта — одного из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения их приёмистости. Основные виды источников газа в земной коре и перспективы их освоения. Главные сланцевые и газоугольные бассейны Европы.
презентация [4,4 M], добавлен 17.03.2014Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Моделирование процесса гидроразрыва пласта на скважинах месторождения. Оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. Способы борьбы с выносом пластового песка и проппанта.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 27.02.2012Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта.
презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015Технология кислотного гидравлического разрыва пласта. Полимеры в нефтяной промышленности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. Структурная формула гидроксипропилгуара. Основное преимущество природных растительных полисахаридов.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 20.03.2014История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта.
презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016Способы добычи нефти и газа. Страны-лидеры по добыче газа. Состав сланцев. Полимерные органические материалы, которые расположены в породах. Газ из сланцев. Схема добычи газа. Примерные запасы сланцевого газа в мире. Проблемы добычи сланцевого газа.
презентация [2,4 M], добавлен 19.01.2015Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012Краткая характеристика и основные показатели деятельности предприятия. Анализ рынка нефти, особенности процесса и проблемы ее добычи. Поиск возможных методов увеличения производительности скважин. Внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 29.06.2012Характеристика предприятия и месторождения. Тектоническая карта района работ, нефтегазоводоностность. Проводимость скважины. Расклинивающий агент и назначение пропанта. Свойства жидкости гидравлического разрыва пласта, схема расстановки оборудования.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 16.05.2012Сланцевый газ как разновидность природного газа, хранящегося в виде небольших газовых образованиях, коллекторах, в толще сланцевого слоя осадочной породы Земли: особенности добычи. Анализ проблем, связанных с транспортировкой полезного ископаемого.
курсовая работа [581,1 K], добавлен 06.02.2013Механические методы воздействия в твердых породах. Проведение оценки давления гидроразрыва пласта. Расчет потерь давления на трение в лифтовой колонне при движении рабочей жидкости. Расчет скорости закачивания рабочей жидкости при проведении ГРП.
курсовая работа [248,2 K], добавлен 11.11.2013Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.
курсовая работа [877,6 K], добавлен 17.06.2014
