Методические указания по выполнению практических работ тема 01. 02. 01. "Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений "

• Название: Методические указания по выполнению практических работ тема 01. 02. 01. "Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений "
• Дата: 01.03.2021
• Размер: 0.65 Mb.
• Имя файла: 0000d364-0a925c4f.docx
• Тип: Методические указания; #180640
• страница: 6 из 6

Методические указания по выполнению задачи №2
Определяем давление разрыва по формуле:
(81)
где Р_вг - вертикальное горное давление, МПа

Р_г - пластовое давление, равное 18Мпа

σ_p- давление расслоения пород (равное 1,5 Мпа)

Вертикальное горное давление определяем по формуле:
(82)
где H - глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра), м;

p_n- средняя плотность вышележащих пород, кг/м³p_n=2500кг/м³
ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на

разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.

Определим допустимое давление на устье скважины (в случае проведения процесса непосредственно через эксплуатационную колонну без установки пакера) по формуле:
(83)
гдеD_H - наружный диаметр обсадных труб, равный 16,8 см;

D_e - внутренний диаметр обсадных равный, равный 14,3см;

σ_тек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, равный 320МПа

К - запас прочности (принимаем К=1,5) h - потери напора на трение в обсадной колонне, м;

р_ж.р - плотность жидкости разрыва (принимаемр_ж.р=950кг/м³)

Р_г - пластовое давление, МПа;

L - Глубина скважины, м
Для определения потерь напора на трение в обсадной колонне необходимо знать расход жидкости через колонну (грубы) в процессе разрыва. Этот расход определяем на основе зависимости Р_{з а б} = f(Q), которую строят по фактическим данным испытания скважины на приемистость Q при различных явлениях на забое.

Это зависимость позволяет определить давление разрыва пласта (рис.5).


Рисунок 5.

Как видно из графика, при давлении 35 МПа приемистость скважины составила 1300

м³ /сут и в дальнейшем она растет почти без увеличения давления. Это означает, что при давлении 35 МПа произошел разрыв пласта. Примем расход Q = 20дм³/с. Для этого расхода при вязкости жидкости =0,25 и глубине скважины 1750 м с диаметром колонны 168мм потери напора составят 75 , а для скважины глубиной Н они будут пропорционально равны.

(84)

Если полученное значение забойного давления окажется меньше, чем необходимое давление разрыва, то

Р_у = Р_{з аб} +H_pg-h_pg =Р_раз - p_g(H-h), Мпа (85)

Если подсчитанное значение устьевого давления больше допустимого значения, то ГРП необходимо проводить с установкой пакера для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.

Объем жидкости разрыва не поддается точному расчету. По опытным данным, значение его колеблется в пределах 5 - 10м³. Принимаем для каждой скважины средний объем жидкости разрыва V_р = 8м³ нефти.

Количество песка G_п , потребное для гидроразрыва, так же нельзя рассчитать. Поданным отечественной практики количество песка обычно принимают равным 10-30 тонн на один гидроразрыв. Принимаем G_п= 15т = 15000кг.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкости 5*10^-2 Па с значение ее колеблется в пределах 150 - 300кг/ м³ принимаем С = 250кг/м³.

Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости составит:

(86)

Объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с песком.

(87)

где d_e - внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, т.е. труб, по которым закачивают жидкость с песком (для 73-мм труб d_e = 0.06м);

к - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб (равен 1,3);

Н - глубина спуска труб, м; (т.к. трубы допущены на 10 м выше верхних отверстий фильтра).

Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения:

,
гдеQ-расход рабочих жидкостей, равный согласно принятой скорости их нагнетания 0,03м³ / с;

V_p - объем жидкости разрыва (V_р=8м³);

V _ж.п. - объем жидкости песконосителя (V_ж.п.=60м³)

V_пр -объем продавочной жидкости.
Число насосных агрегатов

Если принять агрегаты 4 АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,0123м³ /с (см. таблЮрчук Расчеты в добыче нефти)



- производительность одного агрегата.

Определить увеличение проницаемости призабойной скважины после гидроразрыва (допускается, что образовалась одна горизонтальная трещина в этой зоне).

Для определения увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва в случае образования одной горизонтальной трещины необходимо знать ширину трещины, радиус ее распространения и проницаемость пласта. Радиус горизонтальной трещины определяем приближенно по формуле:

, (89)

где С - эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, равный 0,02;

Q - расход жидкости разрыва, м³/мин;

µ-вязкость жидкости разрыва, Па∙с;

t, - время закачки жидкости разрыва, мин;

k - коэффициент проницаемости для рассматриваемой задачи имеем следующие данные:

С = 0,02

Q = 0,03 м³/с

k = 0,02∙10^-12 м²

µ = 0,25 Па∙с

t_p = 4,4 мин = 264с

Подставим приведенные данные в формулу:

(90)

Проницаемость созданной горизонтальной трещины определяем по формуле:

(91)

где k_т - проницаемость трещины, м²

- ширина трещины, см

Принимая равной 0,1см, получим:

м²

Проницаемость призабойной зоны определяем по формуле:
, (92)
где k_п - проницаемость пласта (k_п=0,02∙10^-12м²);

H- мощность пласта, м;

- ширина трещины, ( = 0,001м).
Подставляем эти данные в формулу (92).

Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта k_п= 0,02∙10^-12м²), то проницаемость призабойной скважины в радиусе распространения трещины увеличится в:
(93)

Таким образом, в результате создания одной единственной трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в десятки и более раз.
Проницаемость всей дренажной системы скважины вычисляют по формуле:
, (94)
гдеR_k - радиус контура области питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами (принимаем равным 100м);

r_c - радиус забоя скважины (r_c = 0,075м);

r_T - радиус трещины (r_T = 13м).
Определить ожидаемый прирост дебита скважины после ГРП.
Дебит скважины найдем по формуле Дюпюи:
, (95)
где Q - дебит скважины, м³/сут;

k_n - проницаемость пласта (k_n= 0,02∙1,02∙10^-12м²);

h-эффективная мощность пласта, м

ΔP-депрессия на забое
(ΔP= - =18,0-16,0=МПа), (96)
µ- динамическая вязкость нефти (принимаем равной 0,8 МПа)

Сравним посчитанные по формуле (96) значения дебитов с фактическими.

Максимальный дебит скважины после ГРП определяем по формуле Дюпюи, принимая радиус скважины равным радиусу трещины( = );
, (97)



где k_n-проницаемость пласта, м²

r_T -радиус трещины (r_T =13м)

Подставим имеющиеся данные по формуле (96),получим значения максимального дебита .

При ГРП жидкость закачивается по обсадной колонне при давлении на устье 16.95 МПа при помощи цементировочных агрегатов ЦА-320М.Для принятого темпа закачки жидкостей (q = 15 л/с) необходимое число агрегатов при одном резервном составит

N= +1 , (98)

где =5,1 л/c - производительность одного агрегата на второй скорости при p= 18,2 МПа. Следовательно , по формуле (98)
Для максимального снижения потерь напора во всасывающей части насоса при закачке вязких жидкостей с песком и для получения номинальной подачи необходимо, чтобы на приеме насосных агрегатов был напор в 0,1 - 0,2 МПа

Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидкости-песконосителя с песком применяем цементировочные агрегаты низкого давления.

Для смешивания песка с жидкостью применяем специальный пескосмесительный агрегат ЗПА, имеющий бункер на 8 т песка, и механическую лопастную мешалку

Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуществляется специальными ареометрами, шкала которых показывает концентрацию песка в кг/м²

Допустим, для доставки к скважине рабочей жидкости применены автоцистерны 4-ЦР емкостью по 10 м³. В этом обьеме рабочей жидкости может находиться во взвешенном состоянии в зависимости от вязкости жидкости 2-4 м³ песка. Эти автоцистерны имеют насосы подачей 10-20 л/c с давлением на выкиде 0,3МПа, которые служат для заполнения цистерн и для закачки жидкости и пескосмесительный агрегат.

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины после принимается радиусу трещины
n= = , (99)
где Q₂ и Q₁ - дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва,

=250 м; r_{c =} 0,075 м ; r_T=5,7 м
Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдается неучитываемый формулой небольшие потери напора.
Вопросы для закрепления теоретического материала к практическому занятию:

1. 
   Что понимается под призабойной зоной пласта?
   
2. 
   Как классифицируются методы обработки призабойной зоны пласта , области применения.
   
3. 
   Опишите физико-химические процессы при солянокислотной обработке (СКО).
   
4. 
   Перечислите реагенты, применяемые при солянокислотной обработке, и назовите их назначение
   
5. 
   Изложите последовательность приготовления солянокислотного раствора
   
6. 
   Какие виды кислотных обработок вам известны?
   
7. 
   Опишите последовательность операций при простой кислотной обработке
   
8. 
   Опишите физико-химические процессы при термокислотной обработке (ТКО)
   
9. 
   Изложите технологию проведения термокислотной обработки
   
10. 
    Объясните сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) и назовите область его применения
    
11. 
    Какие материалы применяются при ГРП? Назовите требования, предъявляемые к ним
    
12. 
    Опишите схему проведения ГРП
    
13. 
    Объясните сущность гидропескоструйной перфорации (ГПП) и назовите область ее применения
    
14. 
    Какие материалы применяются при ГПП? Назовите требования, предъявляемые к ним
    
15. 
    Опишите схему проведения ГПП
    
16. 
    Виброобработка скважин, применяемые материалы и оборудование, схема процесса
    
17. 
    Опишите термические методы воздействия на призабойную зону скважин
    
18. 
    Изложите сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) на призабойную зону скважин
    
19. 
    Изложите сущность внутрипластовой термохимической обработки
    

Список рекомендуемой литературы

1.Акульшин А. Н.; Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. “Недра”, 1989.

2.Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., “Недра”, 1978.

3.Истомин А. 3., Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М., “Недра”, 1979.

4.Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., “Недра”, 1985.

5 Мищенко И.Т.Расчеты в добыче нефти и газа. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008

6. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Волгоград: Издательский дом «Ин-Фолио»,2010

7. Справочная книга по добыче нефти под ред. Ш.К. Гиматудинова