--PAGE_BREAK--3.1 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта
В міцних слабопроникних колекторах приплив 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 забруднення, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.
До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:
¾ Гідравлічний розрив пласта.
¾ Соляно-кислотна обробка.
¾ Термо- кислотна обробка.
¾ Гідропіскоструминна перфорація.
¾ Гідрогазопіскоструминна перфорація
¾ Торпедування свердловини.
¾ Застосування кавітаційно– пульсаційного методу.
¾ Нафтові та газоконденсатні ванни.
¾ Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).
¾ Глино-кислотна обробка свердловини.
¾ Застосування ядерних вибухів та ін.
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 ті 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:
¾ фізико-механічних властивостей пласта;
¾ умов залягання пласта;
¾ якості проведення ГРП.
Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал відбувається руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта. 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. Гідрогазопіскоструминна перфорація від попередньої відрізняється тим, що робоча рідина є газованою.
Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:
¾ можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;
¾ цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;
¾ краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;
¾ прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;
¾ після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;
¾ 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;
¾ 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-сульфатних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:
¾ за допомогою нагрівача, який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач, газова горілка або термоакустичний нагрівач);
¾ закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник).
Найбільше застосування в промисловості знайшли 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.
Використання кавітаційно – пульсацій них технологій очищує ПЗП за рахунок створення значних імпульсів тиску в перфораційних каналах.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 високо проникний, 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 застосувавши нафтову або газоконденсатну ванну.
3.2 Проектування проведення ГРП
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.
продолжение
--PAGE_BREAK--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 хї. 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. концентація 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
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.
3.3 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 (3.2.1)
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. 3.2.1)
1- точка, одержана побудовою; 2 – режими ГРП; 3-дослідження свердловини на приймальність; 4 – режими ГРП при закріпленні тріщин; 5 – гіпотетична зміна приймальності.
Рис.3.2.1. Індикаторна крива ГРП, характерна для свердловин Чорного моря.
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 q
При деяких ГРП (~ 35% усіх процесів) після досягшнення 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. Після зниження тиску звичайно збільшують витрату рідини ( лінія СД ), аднак тиск уже не збільшується й значенння його в точці Д менше, ніж в точці В.
Для кожної свердловини, де проводиться ГРП, потрібно визначити: тиск на вибої Р0з найменшою витратою рідини насосного агрегату q, яка дорівнює 200…250 м3/добу, тиск на вибої РР4, що відповіда. Чотирикратному збільшенню коєфіцієнта приймальності свердловини, а також максимальний тиск на вибої РРm, досягнений при ГРП.
продолжение
--PAGE_BREAK--Для морського регіону
РР4 = 1,15 Р0 (3.2.2)
РРm= 1,22 Р0 (3.2.3)
звідки
РРm= 1,06 Р0 (3.2.4)
Для визначення очікуваного тиску ГРП використовують також поняття вертикального градієнта тиску gradP, який є відношенням тиску Р0, РР4, РРmдо глибини Н залягання пласта в даній свердловині у вигляді
gradP= Р/Н (3.2.5)
Очікуваний тиск розриву в даній свердловині визначають шляхом нагнітання в пласти даної свердловини рідини з витратою близько 200…250 м3/добу, заміряють тиск Р0 і, використовуючи залежність (3.2.2) і (3.2.3), вираховують тиск при розриві. Відомий точніший, але трудомісткіший спосіб визначення РР4, з урахуванням початкового коефіцієнта приймальності
і тангенсна кута tgb= DКпр/DР, кривих зміни коефіцієнта приймальності до осі тисків Кпр=f(Р), за умовноъ лінеаризації цієї залежності.
Типову картину зміни коефіцієнта приймальності від тиску наведено на рис.3.2.2.
точка А відповідає приймальності Кпр.0 при витраті qі тиску Р0;
точка В – при Р=РРmax;
точка D– при Кпр=Кпр.max
Рис.3.2.2 Зміна коефіцієнта приймальності свердловин під час ГРП.
Розрахункова формула має вигляд
при чому для умов Чорного моря за
tgb= 13650 (10Р0)-1,235 (3.2.8)
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:
gradP=0,107+qradРпл, 3.2.9)
gradPР4=0,122+qradРпл, (3.2.10)
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-DЮ.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(3.2.11)
Звідси
де qтр– витрата по тріщині, л/с; hiw— висота вертикальної тріщини та її ширина, см; m— 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 hLqф1(3.2.13)
де qф– витрата рідини для компенсації фільтраційних витрат, л/с; qф1– фільтраційні витрати на одиницю поверхні з двох сторін тріщини, л/(с ×см2); hiL— 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), (3.2.14)
qm= AqКпр(1,06Рр4 -Рпл), (3.2.15)
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, (3.2.16)
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/м2, яка відповідає розрідженому моношару. Концентрації більші від mпс=2,4 кг/м2 відповідають багатошаровому розміщенню закріплювача. На практиці ГРП рекомендується застосовувати до mпс=5…20 кг/м2.
Оптимальну півдовжину вертикальної тріщини визначають за залежністю, одержаною з обробки даних
L=143 k-0,27, (3.2.17)
де L– півдовжина (одного крила) двобічної вертикальної тріщини, м;
k— проникність породи, фм2 (1фм2=10-3 мкм2).
Поверхня двох півдовжин тріщини
Sтр= 2 Lh, (3.2.18)
де L– визначається за формулою (3.2.17); 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
де m= 0,07¸0,20 – пористість породи, частки одиниці.
Масу закріплювача (піску) (т), потрібну для закріплення тріщин, розрахуємо так:
Mпс= Sтрmпс/1000. (3.2.20)
Як випливає з рівнянь (3.2.19) і (3.2.20), 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., (3.2.21)
Об’єм рідини пісконосія
Vр.п.=103Мпс /Кпс, (3.2.22)
де Кпс – концентація піску в рідині-пісконосію, 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= 638m-0,73, (3.2.23)
де u– швидкість падіння, м/год; m— в’язкість мПа. с.
Концентацію піску (кг/м3) визначають за формулою
Кпс =4000/u(3.2.24)
Об’єм протискуючої рідини (м3)
Vп.р.=0,785 (Hтd2в.т+(H-Hт)D2в.к), (3.2.25)
де Hт – глибина спуску НКТ з пакером, м; H– глибина залягання пласта, що підлягає ГРП, м; dв.ті 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; m— в’язкість рідини мПа. с; h— товщина пласта, см; m— пористість породи, частка одиниці; k— проникність породи, см2.
рб=( DРс+DР0)/2(3.2.27)
де рб – бічний гірничий тиск, Па; DРс =Рpm-Pпл. і DР0=Р0 -Pпл.
Бічний гірничий тиск оцінюють також за формулою
де рб – теоретичний бічний гірничий тиск, МПа; n— коефіцієнт Пуассона, звичайно n=0,25; H— глибина пласта в свердловині, м; rп– 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 DРс> рб.
Якщо в’язкість рідини-пісконосія близька до в’язкості пластової рідини, то для одержання прийнятних розмірів тріщини у чисельник формули (3.2.26) вводимо коефіцієнт умовного збільшення в’язкості, прийнявши
m= 4m. (3.2.29)
Ширину тріщини розраховують за формулою
де n– коефіцієнт Пуасона для гірських порід (n=0,25); w— 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, qа1і 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(3.2.32)
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:
продолжение
--PAGE_BREAK--
де Qгрі Q– відповідно дебіти після і до ГРП; Rк – радіус контура живлення, rс— радіус свердловини.
Якщо свердловина має забруднену привибійну зону, приймаємо за rсприведений радіус свердловини rс = rпр.
3.3 Розрахунок ГРП
Таблиця 3.3.1. Вихідні дані для розрахунку ГРП
Параметр Значення
Діаметр експлуатаційної колони, мм
168
Товщина стінки, мм
9
Тиск обпресування, Мпа
18
Верхні і нижні отвори перфорації, м
Нв.п
Нн.п
1840
1900
Товщина пласта, що підлягає ГРП, м
14
Пластовий тиск, Мпа
25,1
Пластова температура, 0С
77
Пористість порід,%
16
Середня проникність, мкм2
0,003
Поточна обводненість,%
Характеристика НКТ
Марка
Зовнішній діаметр, мм
Товщина стінки, мм
Глибина спуску, м
Е
89
6,5
1870
Тип насосного агрегата
УН1-630х700А(4АН-700)
Максимальний робочий тиск, МПа
70
Приймальність агрегата, при Р=70 МПа, м3/добу
552,96
Приймальність агрегата, при Ро=20 МПа, м3/добу
250
Дебіт свердловини, тис. м3/добу
20
При ГРП застосовують такі рідини: рідина розриву та протискуюча рідина – водний розчин 0,2% неонолу густиною rр.р.=1000 кг/м3; буферна рідина і пісконосій – водний 0,4% розчин ПАА в’язкістю mр.п.=40 мПа с, густиною rр.п.=1000 кг/м3.
I.Розрахуєм тиск та витрату рідини під час ГРП.
1.
Визначимо середню глибину інтервалу перфорації:
2.
Розрахуємо тиск на вибої Ро під час випробування свердловини на приймальність з тиском на гирлі Рог. Оскільки для цього застосовують малов’язку рідину з невеликою витратою qo=250 м3/добу то гідравлічні витрати незначні приблизно в 89 мм НКТ.
Отже витрати приблизно дорівнюють 0,006+0,00023=0,01 Мпа/100м.
Отже тиск на вибої:
3.Знайдемо початковий коефіцієнт приймальності свердловини для відомих значень qоі Ро.
4. Розрахуємо очікуваний тиск на вибої під час ГРП при чотирикратному рості приймальності за формулою (3.2.7). Для цього спочатку розрахуємо tgbза формулою (3.2.8) значення
Очікуваний максимальний тиск під час ГРП
Ррм =1,06. Рр4 = 1,06. 47,034 = 49,86 МПа
5. Визначимо очікувану максимальну витрату рідини для ГРП за формулою (3.2.15), прийнявши Аq=6,7 для рідини в’язкістю mр.п= 40 мПа. с
6.Розрахуємо тиск на гирлі свердловини (на насосних агрегатах) під час нагнітання в пласт рідини розриву за рівнянням (3.2.16)
Рр.г. = Рр.m+ Ргс.т. + Рвтр.
7.Гідравлічні втрати складаються з втрат у 89 міліметрових трубах і втрат у 168 міліметровій колоні. Розрахуємо їх для турболентного режиму в трубах
і в обсадній колоні:
Отже гідравлічні витрати:
Рвтр.=Рвтр.т.+Рвтр.к=8,92+0 = 8,92 Мпа
продолжение
--PAGE_BREAK--Таким чином, за формулою (3.2.16)
Рр.р.г = 49,86 – 18,34 + 8,92 = 40,44 МПа
9. Визначимо тиск під час нагнітання в пласт буферної рідини. Для цього спочатку розрахуємо гідравлічні втрати в НКТ і в колоні за такими ж формулами, що й під час нагнітання рідини розриву. Аналізуючи розрахунки п.7 бачимо, що гідровитрати під час нагнітання в’язкої рідини з mб.р= 40 мПа×с і rб.р= 1000 кг/м3 будуть більші ніж при нагнітанні води:
(mб.р)0,25 = 400,25 =2,515.
Отже, витрати в НКТ будуть збільшені в 2,515 разів, а саме:
Рвтр.т = 0,477. 18,7. 2,515 = 22,43 МПа;
Рвтр.к = 0. 2,515 = 0 МПа;
Рвтр = 22,43 +0=22,43 МПа.
Очікуваний тиск на гирлі під час нагнітання буферної рідини
Рб.р.г = 49,86 – 18,34 + 22,43 = 53,95 МПа.
10. Тиск під час нагнітання рідини-пісконосія визначаємо з урахуванням впливу піску на гідравлічні витрати.
Для цього вирахуємо густину та умовну в’язкість суміші рідини з піском.
Густина суміші
де Спс =90 кг/м3 – концентрація піску в рідині;
rб.р.– густина буферної рідини і рідини пісконосія, кг/м3.
Отже,
Умовна в’язкість суміші
mсм.= mб.р е (3,18. 0,034) = 40 е (3,18. 0,034)=44,6 мПа. с.
Визначимо множник збільшення гідровитрат
(mсм)0,25 = (44,6)0,25=2,584.
Отже, втрати тиску в трубах і колоні
Рвтр.=0,477. 18,7. 2,584 + 0. 2,584=23,05 МПа.
Очікуваний тиск на агрегатах під час закріплення тріщин піском:
Рр.н.г = 49,86 – 18,34 + 23,05 = 54,57 МПа.
Таким чином, порівнюючи максимальні очікувані тиски на всіх етапах ГРП, бачимо, що вони менші від практично можливих для застосовуваних насосних агрегатів УН1-630х70А (4АН-700) тисків на 60 МПа. Тому ГРП у свердловині наявними технічними засобами – можливий.
II. Розрахуєм об’єм рідини для ГРП і масу закріплювача тріщин (піску).
1.Визначимо потрібну півдовжину вертикальної тріщини, яка має забезпечити оптимальний приріст дебіту за формулою (3.2.17)
L=143 k-0,27= 143. 3-0,27 = 106 м.
2.Поверхня фільтрації двох півдовжин тріщини за (3.2.18)
Sтр= 2 Lh=2 .106 .14 = 2968 м2.
3.Потрібний питомий розподіл закріплювача в тріщині за (3.2.19)
mпс= 10+100 (0,16-0,11)=15 кг/м3 .
4.Маса піску, необхідна для закріплення тріщини, згідно з (3.2.20)
Mпс= 2968. 15/1000 = 44,52 т.
5.Об’єм рідини розриву розраховуємо відповідно до потреби дослідження на приймальність зі зростаючою витратою рідини і початковим розкриттям тріщин. Звичайно Vр.р= 20…30 м3 малов’язкої рідини.
6. Об’єм рідини-пісконосія визначаємо, виходячи з потрібної маси піску і допустимої його концентрації.
За рівнянням (3.2.23) і (3.2.24) рекомендована концентрація піску
Кпс =4000/638m-0,73= 6,27 mр.н.-0,73
Для mр.н = mб.р.= 40 мПа. с знайдемо
Кпс =6,27 .14,77=92,6 кг/м3
Приймемо допустиму концентрацію піску Кпс =90 кг/м3.
Об’єм рідини-пісконосія визначаємо за залежністю (3.2.22)
Vр.п.=103.44,52 /92,6=480,78 м3
7. Об’єм буферної рідини знаходимо за умовою
Vб.р.=0,3 Vр.п.=0,3. 480,78 = 144,23 м3
8. Об’єм протискуючої рідини розрахуємо за формулою (3.2.25)
Vп.р.=0,785 (1870. 0,0762+(1840-1870)0,1682)=0,785. 9,95=7,814м3
Таким чином, під час ГРП у свердловину буде запомповано послідовно рідини розриву – 30м3, буферної рідини – 144,23 м3, рідини-пісконосія 480,78 м3, протискуючої рідини – 7,814 м3, піску – 44,52 т.
III. Розрахуємо розміри тріщини які утворюються під час ГРП.
Додаткові дані: коефіцієнт Пуассона для порід n=0,25, а молуль Юнга Е=104МПа. Густина порід rп=2600 кг/м3.
Попередньо обчислюємо бічний гірничий тиск за залежністю (3.2.27):
рб=( DРс+DР0)/2
Знайдемо DР0– перепад тиску між свердловиною і пластом, напочатку розкриття тріщин, який дорівнює репресії на пласт на вісрі тріщини в глибині пласта
DР0=Р0 -Рпл=38,513-25,1=13,413 МПа.
Перепад тиску між DРс вибоєм свердловини і пластом під час ГРП
DРс=РРm-Рпл=49,86-25,1=24,76 МПа.
Отже,
Рб=(24,76+13,413)/2=19,09 МПа.
Для ідеально пружних порід з теоретичних міркувань бічний гірничий тиск можна вирахувати за формулою (3.2.28)
З визначених двох значень беремо більше, або Рб=19,09 МПа
Розрахуємо півдовжину тріщини, що утворюється під час нагнітання рідини розриву за таких умов: Vр.р=30 м3=30. 106 см3, q=3100 м3/добу=35879,6 см3/с, mp.p=1мПа. с=0,001 Па. с, h=14 м = 1400 см, h2=1,96. 106 см2, m=0,16, k=0,003 .108 см2, mум = 4m= 0,004 мПа. с.
Підставивши у формулу(3.2.26), знайдемо
Ширина такої тріщини за (3.2.30) становить
Очевидно, тріщини такої ширини практично неможливо закріпити піском. Для збільшення розмірів тріщини нагнітаємо в’язку буферну рідину без піску за умовами і розрахунками попередніх розрахунків, тобто Vб.р.=144,23 м3=144,23. 106 см3.
Півдовжина тріщини, що утвороюється під час нагнітання в’язкої буферної рідини,
продолжение
--PAGE_BREAK-- Ширина тріщини
Таким чином, після нагнітання буферної рідини тріщина розкрита достатньо широко і розвинута глибоко.
Розрахуємо розміри тріщини, яка утвориться після надходження в пласт вслід за буферною рідиною рідини-пісконосія.
Додаткові вхідні дані:
V=Vб.р+Vр.п =144,23 + 480,78 = 625,01 м3=625,01. 106 см3.
Півдовжина тріщини
Ширина тріщини
Ширина тріщини, очевидно, в декілька разів завищена. Оцінимо об’єм тріщини та порівняємо його з об’ємом закріплювача в кількості 44,52 т. Врахуємо, що питомий об’єм піску в тріщині дорівнює 1,6 м3/т. Об’єм піску, використаного під час ГРП,
Vпс = Мпс /1,6 = 44,52/1,6 = 27,825 м3.
Oб’єм тріщини
Vтр = Sтр. wр.н.= 2Lр.пhwр.п = 2. 50,62. 14. 0,024=34,02 м3
Таким чином, об’єм тріщин, що розкриваються, може вмістити значно більше піску, ніж запомповано з рідиною-пісконосієм.
Щоб заповнити утворений об’єм тріщини нам потрібно збільшити масу піску. Необхідна маса піску буде:
Мпс= Vтр. 1,6=34,02 .1,6 »54,43 т.
Визначим тривалість проведення ГРП без підготовчо-завершальних робіт за формулою (3.2.32)
t=1440 (30+144,23+480,78+10,42 )/3100 = 309 хв = 5,15 год.
Технологічну ефективність ГРП оцінимо за І.В. Кривоносовим за формулою (3.2.33)
Отже, дебіт після ГРП зросте на 1,74 і буде становити
Qгрп= Qo.1,74 = 20. 1,74 = 34,8 тис. м3/ добу.
Кількість насосних агрегатів розрахуємо за формулою (3.2.31)
Отже нам потрібно 5 насосних агрегатів УН-630х700А (4АН-700).
Для проведення процесу ГРП потрібно забезпечити на свердловині наявність слідуючої спецтехніки (Табл.3.3.2)
Таблиця 3.3.2
Вид спецтехніки і транспорту
Тип спецтехніки
Кількість
Агрегат насосний
4АН-700
5
Цементний агрегат
ЦА-320
6
Автоцистерни
АЦ-10(рейсів)
Піскозмішувальний агрегат
УСП-50
1
Резервуари
Резервуар, 100м3
7
Блок маніфольда насосного агрегату
1БМ-700
1
Станція контролю
СКЦ-2М
1
Вантажні автомобілі
ГАЗ-66, МАЗ, Урал
Паливозаправник
АТЗ-3,8
1
4. Забезпечення життєдіяльності і охорона навколишнього середовища
4.1 Основні проблеми забезпечення життєдіяльності і їх комплексна
оцінка на даному родовищі
Охорона праці на морській стаціонарній платформі включає в себе такі положення:
— загальні вимоги;
— евакуація персоналу;
— індивідуальні і колективні рятувальні засоби;
— протипожежний захист.
Загальні вимоги:
— на МСП в виробничих приміщеннях на видимих місцях розміщені схеми розташування трубопроводів і запірного обладнання на експлуатаційних комунікаціях;
— після шторму обслуговуючий персонал, який назначений начальником, майстром МСП, обстежує стан обладнання, стояків, посадочних площадок тощо. Результати огляду зафіксовують в журналі технічного стану обладнання і приймають міри по усуненню виявлених порушень;
— для паління на МСП відведені спеціально облаштовані для цього місця в житловому блоці;
— у випадку газопрояву або відкритого фонтанування на любій свердловині МСП всі вогненебезпечні роботи повинні бути припинені;
— у нічний час при сильному штормі і тумані на МСП необхідно включити сигнальні вогні безпеки навігації;
— кожний робітник МСП в обов’язковому порядку має получити від керівництва книжку і службовий номер, в якій вказані сигнали тревог і його обов’язки при тревозі;
— всі робітники МСП повинні бути навчені:
а) плаванню;
б) вмінням надавати першу допомогу;
в) правилам поводження з рятувальними засобами;
г) практичним діям по сигналам тревог;
— персонал МСП повинен знати місце і дії по сигналам тревоги, а також місця розташування рятувальних засобів, вміти користуватися колективними та індивідуальними рятувальними засобами.
Евакуація персоналу МСП включає:
— робочі площадки і приміщення на МСП мають не менше двох евакуаційних виходів (основний і аварійний);
— двері на шляхах евакуації не повинні мати заторів і повинні відкриватися в сторону руху по шляху евакуації;
— шляхи евакуації, місця розміщення колективних рятувальних засобів, включаючи обладнання для спуску на воду, а також поверхня моря в місці спуску в нічний час мають бути забезпечені освітленням;
— шляхи евакуації вказані стрілками. Персонал МСП розписаний по рятувальним шлюпкам і плотам;
— персонал МСП необхідно попередньо проінструктувати і практично навчити заходам, які необхідні при евакуації з платформи. Команду “евакуація” подає начальник МСП або людина, що його замінює. Він же попереджує чергові кораблі і вертольоти, а при необхідності посилає “Міжнародний сигнал біди” (S.O.S). Начальник платформи, майстер, радіст залишають МСП останніми.
Індивідуальні і колективні засоби включають:
— рятувальні круги, встановлені по одному кругу через 20 м по периметру огородження;
— рятувальні жилети для кожного з робітників;
— рятувальні плоти і мотобот.
Протипожежний захист включає:
— автоматична і ручна пожежна сигналізація;
— первинні знаряддя пожежотушіння (які повинні бути в справному стані), що розміщені в легкодоступних місцях;
— приміщення для зберігання засобів пожежотушіння;
- три комплекта тепловідбиваючих костюмів, які зберігаються в спеціально відведених місцях.
Забезпечення безпеки технологічних процесів при проведенні ГРП Гідравлічний розрив пласта (ГРП) являє собою один з найбільш ефективних способів дії на привибійну зону сердловин. Специфічною особливістю ГРП є застосування обладнання, працюючого під високим тиском.
Для закачування в свердловину рідини під високим тиском використовують насосні агрегати (4АН-700, 5АН-700, АзИНМАШ-30А та ін.).
Важливою умовою безпеки при використанні насосних агрегатів є встановлення на насосах заводських тарированих запобігаючих пристроїв і манометрів.
При обслуговуванні піскозмішувальних агрегатів виникає небезпека падіння в бункер при відсутності сіток на них, а також падіння з висоти при поломці майданчиків і дробин з перилами для підйому на бункер. Гирло свердловини при ГРП обладнують спеціальною арматурою.
Для заміру і регістрації тиску при ГРП до арматури мають бути приєднані показуючий і реєструючий манометри, винесені за допомогою імпульсних трубок на безпечну відстань.
Велике значення мають також підготовчі міроприємства. Територія біля свердловини має бути очищена і по можливості вирівнена. Всі предмети, які заважають розміщенню обладнання і прокладці трубопроводів, мають бути забрані, а під’їздні шляхи до свердловини приведені до порядку.
Перед проведенням роботи необхідно перевірити справність обладнання, запобіаючих пристроїв та всіх пристроїв за технікою безпеки.
Обладнання і нагнітальні лінії після їх монтажа на свердловині опресовують на півторакратний тиск від очікуваємого максимального при гідророзриві пласта.
Перед початком робіт по ГРП, так як і перед опресовкою обладнання, всі люди мають бути видалені від гирла свердловини на небезпечну відстань.
Для забезпечення безпеки робіт, установки для ГРП повинні бути розміщені на відстані не менше 10м від гирла свердловини с таким розрахунком щоби кабіни установок не були звернені до гирла свердловини. Відстань між установками повинна бути не менше 1м.
Для захисту людей від шуму застосовують антифони і заглушки
Пожежна безпека
При проведенні гідророзриву пласта виникає пожежна небезпека, пов’язана з застосуванням в якості рідини розриву в’язкої нафти, мазутних сумішей та ін. В зв’язку з цим особливу увагу потрібно звернути на те, щоби над місцем встановлення насосних і піскозмішуючих установок, автоцистерн і ємностей для нафти, а також напірних ліній не проходили силові або освітлюючі повітряні електролінії. Вихлопні труби установок та решта машин, які застосовуються при ГРП, повинні бути обладнані глушником з іскрогасником. На кожній установці і автоцистерні повинні бути вогнегасники.
Для запобігання вибухів і пожеж, підігрівати напірні лінії і пристрої потрібно паром або гарячою водою.
Пожежонебезпечні властивості речовин, які застосовуються при бурінні.
Таблиця 4.1 Пожежонебезпечні властивості речовин
Назва речовин та матеріалу
Температура, °С
спалаху
самовозгорання
загорання
Дизельне пальне
65
280
–
Мастило для дизельних двигунів
200
300-380
230-250
Бітум нафтовий
–
–
285-354
Нафта
20
380-531
–
продолжение
--PAGE_BREAK--