2 Технологический раздел (2). 2. 1 Назначение и виды грп гидравлический разрыв пласта

• Название: 2. 1 Назначение и виды грп гидравлический разрыв пласта
• Дата: 06.02.2022
• Размер: 3.25 Mb.
• Имя файла: 2 Технологический раздел (2).doc
• Тип: Решение; #353268
• страница: 5 из 5

Обследование скважины, состоящее из проверки крепи в интервале ГРП методом АКЦ, а также наличии перетоков и технического состояния эксплуатационной колонны с помощью промыслово-геофизических исследований путем снижения уровня компрессором или специальным оборудованием (свабом). Работы по свабированию выполняются с помощью тартальной лебедки. При проведении работ по обследованию обязательно собирается материал об искусственном и текущем забое и привязка материала перфорации по локатору муфт и гамма-каротажу. Материалы по обследованию скважин, должны иметь срок давности не более трех месяцев. Силами ПКРС обследование проводится только после проведенного сложного ремонта, связанного с фрезерованием и ударными нагрузками на инструмент.
Подготовка скважины.

Перед ГРП пакер должен устанавливаться в интервале 30-50м от верхних отверстий зоны перфорации, указанной в плане работ на скважину.

Интервал установки пакера должен скребковаться скрепером. Доставка пакера на куст осуществляется группой подготовки ГРП в специальном контейнере. Пакер доставляется с навернутым опрессовочным седлом.

Перед спуском пакер соединяют на мостках с патрубком, не вынимая пакер из контейнера. Специальный контейнер снимают с пакера после подъема НКТ в вертикальное положение.

Спуск пакера должен осуществляться на НКТ-89мм с допустимым внутренним давлением не менее 70 МПа.

При спуске (подъеме) пакера в скважину скорость не должна превышать 0,25 м/сек.

Спуск пакера должен производиться с точным замером и отбраковкой труб, очисткой и смазкой резьб.

Опрессовка НКТ должна производиться на давление, указанное в плане работ на ремонт скважины.

Давление в НКТ при опрессовке наблюдается в течение 5 минут. Допускается снижение давления на 0,1МПа.

Посадка пакера как гидравлического, так и механического типа производится в соответствии с инструкциями по эксплуатации пакеров.

При оборудовании устья скважины специальной арматурой, планшайба крепится на все шпильки, проверяется работоспособность задвижек. Лицо, посадившее пакер, заполняет отчет о посадке пакера и делает в вахтовом журнале и паспорте на ГРП краткое описание проведенной работы.

Подготовка площадки.

На территории куста бригады КРС подготавливается рабочая площадка размерами 50х50м, с которой убираются посторонние предметы и производится планировка. В зимнее время площадка очищается от льда и снега.

Площадка для расстановки техники и емкостного парка при ГРП должна отвечать следующим требованиям:

0. 
   На площадке должна разместиться техника ГРП и емкостной парк (3 емкости по 40м³).
   
1. 
   Площадка должна иметь свободный подъезд к скважине.
   
2. 
   Площадка должна иметь поверхность, способную выдержать технику весом до 60 тонн.
   

После подготовки скважины к проведению ГРП бригада КРС снимает с устья скважины установку для ремонта скважины, мостки, трубы и все бригадное хозяйство в радиусе 50 метров от скважины. Мастер бригады КРС за сутки уведомляет ЦИТС ПКРС о готовности скважины к ГРП. В течении этих суток начальник участка ГРП или ведущий инженер вместе с супервайзером проверяют состояние площадки и составляют схему расположения оборудования, которая утверждается главным инженером ПКРС.

После этого на площадку завозятся емкости и заполняются нефтью или водой. Емкости для жидкости - основы геля устанавливаются на твердую поверхность за пределами охранной зоны воздушных линий электропередач, нефтесборных сетей с расстоянием между ними не менее 1 метра. Горизонтальные емкости устанавливаются слегка наклоненными в сторону слива. После установки емкости заземляются на ранее подготовленный контур или колонну ближайшей скважины через заземляющий луч.

Подогрев воды или нефти производится с помощью АДПМ-5 при температуре окружающей среды ниже 0^oС до температуры 20-30^oС.
Завоз химреагентов и нефти (воды).

Завоз типа и количества жидкости - основы геля, доставка химреагентов осуществляется в соответстви с планом работ на ГРП.

Завоз нефти на скважину осуществляется звеном из трех АЦН-10 и одного ЦА-320.
Подготовка оборудования, участвующего в ГРП.

Гидравлический разрыв пласта производится техникой комплекса ГРП в составе:

• 
  - насосных установок;
  
• 
  - блендера (смесителя);
  
• 
  -установки для транспортировки расклинивающего агента (песковоза);
  
• 
  - блок манифольдов;
  
• 
  - станции контроля;
  

Помимо комплекса ГРП на скважине должны находиться:

• 
  - пожарная машина;
  
• 
  - ЦА-320;
  
• 
  - ППУ;
  
• 
  - АЦН-10;
  
• 
  - оперативная машина.
  

Расстановка техники на кусту производится в соответствии с утвержденной схемой.

Монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины производится трубами диаметром 89 мм с помощью БРС.

Трубы укладываются на специальные подставки.

В нагнетательную линию последовательно устанавливают, начиная от блока манифольда к устью скважины, тройник для датчика давления, обратный клапан и тройник для сброса давления.

Перед сборкой все БРС должны быть осмотрены, очищены от грязи, изношенные и дефектные резиновые уплотнения заменяются.

Блендер соединяется с емкостями и насосными агрегатами через блок манифольда или напрямую гибкими шлангами, оборудованными 4-х дюймовыми БРС.

Затрубное пространство скважины соединяется с насосным агрегатом (ЦА-320) 2-х дюймовыми трубами с БРС.

В мерном баке ЦА-320 должно быть в запасе не менее 1м³ раствора или воды.

На другом стволе затрубного пространства последовательно устанавливается кран высокого давления в открытом положении и предохранительный клапан, срабатывающий при 15МПа, свободный конец которого соединяется линией из 2-х дюймовых труб с емкостью.

Для контроля давления в затрубном пространстве на устьевой арматуре устанавливается датчик давления.

Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют двумя кабелями с датчиками давления и двумя кабелями с блендером для контроля плотности и скорости закачки жидкости.

Для управления насосными агрегатами со станции контроля агрегаты пронумеровываются и соединяются кабелями с соответствующей панелью управления на станции контроля.

При проверке управления насосными агрегатами со станции контроля одновременно проверяется оборудование для записи процесса ГРП.

Под руководством бригадира комплексом ГРП производится заполнение рабочей жидкостью насосов, блока манифольдов, блендера и нагнетательных линий.

Машинист ЦА-320 создает давление на затрубном пространстве скважины, равное давлению опрессовки колонны.

Руководителем работ производится осмотр всех линий, коммуникаций и запорной арматуры.

Членам бригады комплекса ГРП выдаются рации и проверяется их работоспособность. Все люди не задействованные в процессе ГРП, удаляются в безопасное место в радиусе, не ближе 25 метров от устья скважины.
Тестирование скважины.

На первом этапе геологической службой подбираются скважины для проведения ГРП. Основными критериями подбора являются:

1. 
   Пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы частым переслаиванием).
   
2. 
   Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с окружающими.
   

1. 
   Скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные, с неравномерной приемистостью, эксплуатационные с неравномерным отбором).
   

ГРП проводить не рекомендуется:

В нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков, горизонтов ближе 20м.

В первом эксплуатационном ряду от разрезающего ряда, вблизи очага заводнения при интенсивной закачке.

В скважинах, зонах, достигших проектной выработки.

При наличии межпластовых перетоков.

На втором этапе тестирование по физическим параметрам скважины проводится совместно геологическими службами ЦДНГ и КРС.
Подготовка инструмента, труб и подземного оборудования.

Все оборудование, эксплуатация которого связана с ГРП, находится на балансе ПКРС.

Весь инструмент и оборудование, включая колонный скребок, пакер ГРП, устьевую головку ГРП, комплект НКТ - 89х5,5, паспортизируется. В паспорте отображается наработка комплекта или оборудования и проведенные ремонты.

Ремонт герметизирующей головки ГРП, пакера ГРП и скребка осуществляется на базе УКРС.

Комплект труб НКТ 89х5,5 после проведения 10 гидроразрывов переопрессовывается и отбраковывается на центральной трубной базе Управления по ресурсам. После восстановления резьб комплекты НКТ переукомплектовываются.

0. 
   
   
1. 
   
   
2. 
   2.5 Расчёт показателей ГРП
   
3. 
   
   

Рассчитать основные характеристики ГРП в добывающей скважине № 117 Южно - Сургутского месторождения.
Исходные данные:

1. Глубина скважины:

2. Вскрытая толщина пласта:

3. Внутренний диаметр НКТ:

4. Плотность жидкости разрыва и жидкости песконосителя:

5. Вязкость жидкости разрыва и жидкости песконосителя:

6. Количество закачиваемого в скважину песка:

7. Диаметр зерна песка:

8. Темп закачки:
Решение:

1. 
   Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления:
   

(2.1)

где плотность горной породы над продуктивным горизонтом.

2. 
   Рассчитываем горизонтальную составляющую горного давления:
   

(2.2)

где коэффициент Пуассона горных пород.

3. 
   Рассчитываем забойное давление разрыва:
   

(2.3)

где К - коэффициент, принимаемый равным 1,51,8 МПа/м.

4. Рассчитываем объёмную концентрацию песка в смеси:

(2.4)

где С_п – концентрация песка в 1 м³ жидкости:

плотность песка.



Рассчитываем плотность жидкости песконосителя:

(2.5)

Рассчитываем вязкость жидкости с песком:

(2.6)

Рассчитываем число Рейнольдса:

(2.7)

Рассчитываем коэффициент гидравлических сопротивлений:

(2.8)

Рассчитываем потери давления на трение жидкости песконосителя:

(2.9)

Т.к. Re > 200, то потери давления на трение увеличивают в 1,52 раза.

(2.10)

Рассчитываем давление на устье скважины при закачки жидкости песконосителя:

(2.11)



При работе агрегата 4АН-700 на 4 скорости:

Р_р=29МПа – рабочее давление агрегата;

Q_р=0,0146м³/с – подача агрегата;

К_тс=0,5-0,8 – коэффициент технического состояния агрегата.

Найдем необходимое число агрегатов:

(2.12)

Необходимо число агрегатов: 2

Рассчитываем объём продавочной жидкости:

(2.13)

Рассчитываем объём жидкости для осуществления ГРП:

(2.14)

Рассчитываем суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на IV скорости:

(2.15)

Вывод: основные характеристики ГРП в добывающей скважине № 117 Южно – Сургутского месторождения следующие:

• 
  забойное давление разрыва: Р_заб=39,6 МПа;
  
• 
  давление на устье скважины: Р_у=28,3 МПа;
  
• 
  объём продавочной жидкости: V_п=11,2 м³;
  
• 
  объём жидкости для осуществления ГРП: V_ж=90 м³;
  
• 
  время работы: t=115,5 мин.
  

Для осуществления данного ГРП необходимо задействовать 2 насосных агрегата: 4АН-700.

0. 
   
   
1. 
   
   
2. 
   
   
3. 
   2.6 Технология проведения ГРП
   

1. 
   В качестве специальной арматуры для проведения ГРП может быть использована устьевая арматура 2АУ-700.
   
2. 
   Для проведения операции ГРП на скважину завозится, а после выполнения операции вывозится специальный комплект НКТ диаметром 89мм. Диаметр НКТ 89мм определен из, условия обеспечения интенсивности закачки рабочей жидкости 4-6м3/мин. Толщина стенки труб и марка стали определяются из условия создания запаса прочности на внутреннее давление (коэффициент 1,32) при максимально возможном значении рабочего давления и обеспечения прочности на растяжение (коэффициент запаса прочности 1,42) в наклонно-направленных скважинах с интенсивностью искривления до 2° на 10 м.
   
3. 
   Колонна НКТ в нижней части комплектуется пакером, опрессовочным клапаном и реперным патрубком, устанавливаемым через 2-3 трубы от пакера. Резьбовые соединения НКТ герметизируются смазкой Р-402 или лентой ФУМ.
   
4. 
   После спуска до намеченной по плану работ глубины колонна НКТ и устьевой оборудование подвергается гидравлическому испытанию. Величина давления опрессовки на 10% выше максимального рабочего давления на устье, но не более допустимого внутреннего давления на трубы и устьевую арматуру. Время выдержки давления 30 мин, допустимое снижение давления - 1 МПа.
   
5. 
   Тип пакера для ГРП выбирается по действующим в зависимости от ожидаемого рабочего давления. Ско­рость спуска НКТ с пакером не более 1м/сек. Установка пакера осуществляется в соот­ветствии с инструкцией по эксплуатации принятого типа пакера. Эксплуатационная колонна в месте посадки пакера предварительно прорабатывается гидромеханическим устройством (скрепером).
   
6. 
   Пакер устанавливается на 10-20м выше интервала перфорации колонны. Глубина установки пакера уточняется привязкой реперного патрубка к интервалу перфорации геофизическими измерениями.
   
7. 
   Перед посадкой пакера в НКТ закачивается нефть (дизельное топливо, техничская вода). Потребный объем нефти определяется внутренним объемом НКТ в зависимости от глубины их спуска. Нефть подвозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется, исходя из потребного объема нефти.
   
8. 
   8.После посадки пакер испытывается давлением в 12МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается).
   
9. 
   9.После герметизации устья и опрессовки пакера демонтируются подъемный агрегат, рабочая площадка, мостки и стеллажи для труб.
   
10. 
    Рабочая жидкость для проведения операции ГРП завозится на скважину к началу операции в автоцистернах АЦН-10 или других передвижных емкостях. Вся специальная техника для проведения ГРП устанавливается на площадке в соответствии с утвержденной схемой ее расстановки. Определяются необходимое количество автоцистерн и условия подвоза всего необходимого объема рабочей жидкости до начал подготовительных работ к ГРП и подачи жидкости по мере необходимости.
    
11. 
    По спущенным НКТ нагнетается жидкость разрыва в таких объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или как резкое уменьшение давления на устье при том же расходе.
    
12. 
    После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость песконоситель при давлениях, удерживающих образовавшиеся в пласте трещины в раскрытом состоянии. Это более вязкая жидкость, смешанная (180 - 350кг песка на 1м³ жидкости) с песком или другим наполнителем. В раскрытые трещины вводится песок на возможно большую глубину для предотвращения смыкания трещин при последующем снятии давления и переводе скважины в эксплуатацию. Жидкости песконосители проталкивают в НКТ и в пласт продавочной жидкостью, в качестве которой используется любая маловязкая недефицитная жидкость. Обратная промывка скважины перед подъемом пакера и с целью очистки забоя от остатков песка производится не менее одного цикла с контролем плотности солевого раствора.
    
13. 
    Глушение скважины производится солевым раствором одним агрегатом ЦА-320М. Потребный объем солевого раствора принимается равным 1,5 объемам скважины. Солевой раствор на скважину завозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется из условия завоза расчетного количества раствора за один рейс и слива его в ЦА-320М без остановки процесса глушения. Глушение скважин, экс­плуатируемых насосным способом, производится в 2 этапа. На первом этапе в скважину закачивается солевой раствор, объем которого равен объему скважины до глубины ус­тановки насоса. Во втором этапе закачивается такой же объем раствора после простаивания скважины на период ожидания замещения нефти раствором.
    

0. 
   
   
1. 
   
   
2. 
   
   
3. 
   
   
4. 
   
   
5. 
   2.7 Расчёт размера трещин
   

Определение ширины трещины затруднительно, хотя и имеются формулы для ее вычисления. У стенки скважины ширина трещины наибольшая и к концу убывает до нуля. При закачке в пласт маловязкой жидкости, легко проникающей в горизонтальный проницаемый прослой, возникает, как правило, горизонтальная трещина, в которой давление превышает локальное горное. В результате происходит упругое расщепление пласта по наиболее слабым плоскостям. При закачке нефильтрующейся жидкости образуются вертикальные трещины, так как вследствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва становится подобным разрыву длинной трубы с бесконечно толстыми стенками. При наличии в пласте естественных трещин разрыв будет происходить по их плоскостям независимо от фильтруемости жидкости.

Предугадать эти явления, конечно, трудно. В специальной литературе приводится формула для определения ширины и объема вертикальной трещины:
; (м) (2.16)

где коэффициент Пуассона горных пород;

DР - превышение давления на забое скважины над горным (МПа);

Е - модуль Юнга для горной породы [примерно (1 - 2)×10² МПа];

L - длина трещины (м);

Длину трещины можно рассчитать по следующей формуле:
; (м) (2.17)

где h - вскрытая толщина пласта (м);

V_ж - объём жидкости для осуществления ГРП (м³).





Полагая, что вертикальная трещина имеет форму клина с основанием w высотой L и длиной h., равной толщине пласта, получим ее объем:
; (м³) (2.18)



Имеется ряд других формул для вертикальных и горизонтальных трещин, однако они достаточно сложны для использования.

2.8 Определение технологической эффективности от

проведения ГРП

Основные показатели технологической эффективности ГРП на Приразломном месторождении в 2010-2012 гг. В последние годы все большее количество новых скважин подвергается гидравлическому разрыву пласта. при этом параметры трещин оптимизируются с учетом принятой системы разработки. Это позволяет максимизировать эффективность обработок. средний дебит нефти по новым скважинам после ГРП составил в 2011 г. 52 т/сут.. По структуре это клиноформенное куполовидное образование, содержащее газовую шапку и нефтяную оторочку, подстилаемую водой. Пласт является нижне-меловым, представлен переслаиванием песчанников, алевролитов, аргилитов и глинистых пропластков; характеризуется высокой степенью неоднородности, выражающейся линзовидным строением пластов и гидродинамической изолированностью отдельных пропластков. Основные геолого-физические характеристики объекта БС4 следующие:средняя мощность, м 24-28 средняя нефтенасыщенная мощность, м 16-18 пористость 0,13-0,17 начальная нефтенасыщеность 0,5-0,6 эффективная проницаемость по нефти, 10-15 м2 0,3-2 начальное пластовое давление, мпа 27
давление насыщения, мпа 26 плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 810
вязкость нефти, мпа•с 0,24 объемный коэффициент 2 газовый фактор, м3/т 285-300
Пластовая нефть характеризуется низкой вязкостью и высоким газовым фактором, давление насыщения близко к первоначальному пластовому. Со временем, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, в призабойной зоне образуется двухфазный поток, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти и резкому снижению продуктивности. Так, значительный спад уровня добычи по скважине №6608 произошел в течение 5 мес: дебит снизился с 46 до 15,6 т/сут, вместе с тем депрессия на пласт увеличилась до 200 атм. Эксплуатация при давлении ниже давления насыщения приводила к значительному высвобождению газа. 
Указанные особенности геологического строения и фазового состава пластового флюида не позволяют эффективно эксплуатировать залежь традиционными методами, поэтому было решено провести ГРП на всех скважинах. Для заданной проницаемости пласта подбиралась оптимальная полудлина и проводимость трещины. Оптимальная полудлина составляет примерно 100 м, однако с учетом экономических и технологических факторов она была ограничена 50 м. Проектирование ГРП с применением технологии концевого экранирования трещины позволило дополнительно увеличить проводимость трещины и обеспечить высокий дебит нефти при многофазной фильтрации. Во всех скважинах были произведены ГРП с закачкой более 100 т проппанта, созданы трещины с длиной 80 м и средним раскрытием 0,8-4 см. Было достигнуто равномерное распределение проппанта по всей длине трещины. Проводимость трещин высокая и составляет более 1000 мД•м, причем она максимальна в призабойной зоне, что существенно повышает пропускную способность трещины (Данные предоставлены Schlumberger).
Правильность выбранной технологии проектирования ГРП была подтверждена результатами работы скважин. %. Фактическая эксплуатация скважины в первые месяцы работы после ГРП подтвердила этот прогноз: доля воды в продукции скважины составила 35-40 % при дебите нефти 35-40 т/сут. 
Основными факторами роста коэффициента продуктивности скважин после ГРП являются увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку

всей нефтенасыщенной толщи пласта за счет глубокого проникновения в пласт и приобщения к эксплуатации максимального числа продуктивных пропластков и удаленных гидродинамически изолированных участков залежи, которые не вырабатываются без ГРП. 


Показатели эффективности ГРП
Таблица 2.8 Показатели эффективности ГРП в течении 3-х лет Скважина № 6608

Показатели	Дебит, т/сут		Обвод %	Дебит, т/сут		Обвод %	Дебит, т/сут		Обвод %
	нефти	жидк		нефти	жидк		нефти	жидк
	2010			2011			2012
До ГРП	15.8	17.3	7	16.3	7	10	15.8	16.3	8
После ГРП	46.7	49.7	8	38.6	31	8	33.4	29.4	8
Кратность	9.4	9.4		8.5	8.4		8.0	8.0	8

2.9 Вывод анализ эффективности проведения ГРП
Эффективность ГРП определяется двумя параметрами: экономической и гидродинамической эффективностью. Экономическая эффективность определяется уменьшением себестоимости дополнительного газа по сравнению с плановым, а также продлением срока бескомпрессорной эксплуатации месторождения. На месторождениях вводимых в разработку экономическая эффективность определяется разницей затрат на проведение ГРП и на бурение сэкономленных скважин.
Для оценки гидродинамической эффективности ГРП необходимо знать уравнение радиального притока жидкости к скважине, имеющей в призабойной зоне трещину. Эта задача в строгой постановке сложна. Достаточно точные результаты в свое время были получены автором методом электролитического моделирования для различных случаев расположения горизонтальных и вертикальных трещин, их размера и их проницаемости.