диплом.docx1. Введение Геологическая часть
 Скачать 1.4 Mb.
|
|
2.7. Оборудование, применяемое для ГРП При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс оборудования, в который помимо пакеров ( шлипсовых и самоуплотняющихся ) и якорей входят насосные агрегаты АН-500 , 4АН-700, пескосмесительные машины 4ПА, автоцистерны для транспортирования жидкости разрыва 4ЦР и ЦР-20 , устьевая обвязка . Агрегат 4АН-700 - основной. Насос этого агрегата рассчитан на создание давления 70 МПа. Все узлы насосного агрегата( силовая установка, коробка передач, трёхплунжерный насос, манифольд ) смонтированы на грузовом автомобиле КрАЗ - 257 грузоподъём-ностью 100-200 кН . Производительность трёхплунжерного насоса при давлении 70 МПа составляет 6,3л/с ,а при 20 МПа- 22л/с.  Рисунок 2.7.1. Насосный агрегат для ГРП 4АН-700: 1 - автомобиль КрАЗ-257; 2 - кабина управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка скоростей; 5 - муфта сцепления; 6 - насосный агрегат; 7 - выкидной манифольд; 8 - соединительные трубы высокого давления. Для транспортирования песка и приготовления песчано - жидкостной смеси используют пескосмесительные агрегаты 3ПА. Оборудование агрегата ( бункер для песка , смеситель , система подачи песка в смеситель и загрузки песка в бункер, насос для перекачки песчано - жидкостной смеси) смонтировано на шасси автомобиля КрАЗ - 257. Вместимость бункера 6,5 куб. м. В течение часа работы система подачи песка из бункера обеспечивает переработку 50 тонн песка. Жидкость разрыва перевозят в автоцистерне 4ЦР, смонтированной на шасси автомобиля КрАЗ - 257 . Цистерна оборудована вертикальным плунжерным насосом и обвязкой для откачки жидкости в агрегаты 4АН-700. Плунжерный насос имеет производительность, равную 16,7л/с при давлении 2,0МПа.  Рисунок 2.7.2. Пескосмесительный агрегат ЗПА: 1 - центробежный насос 4ПС; 2 - силовой блок двигателя ГАЗ-51; 3 - смесительное устройство; 4 - наклонный шнек; 5 - бункер для песка; 6 - приемный трубопровод; 7 - раздаточный трубопровод; 8 - автомобиль КрАЗ-257. Таблица 2.7.1. Техническая характеристика пескосмесительного агрегата ЗПА
Устье скважины при гидроразрыве оборудуют арматурой 2АУ-700 , которую крепят к эксплуатационной колонне на резьбе.Арматура рассчитана на давление 70 МПа и состоит из крестовины , устьевой головки , предохранительного клапана и пробковых кранов. Для транспортирования системы обвязки всего комплекса оборудования и управления им используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, смонтированный на шасси автомобиля ЗИЛ-157К. В состав оборудования блока манифольда входят напорный и раздаточный коллекторы, а так же комплект НКТ, диаметром 60 мм, с шарнирными и быстро-сборными соединениями.  Рисунок 2.7.3. Арматура устья скважины 2АУ-700 для гидравлического разрыва пласта. Напорный коллектор состоит из клапанной коробки с шестью отводами для подсоединения насосных агрегатов, центрального отвода с контрольно-измерительными приборами ( манометр , плотномер , расходомер ) , двух отводов для соединения с устьевой арматурой , пробковых кранов и предохранительного клапана .  Рисунок 2.7.4. Схема обвязки наземного оборудования при ГРП 1-насосный агрегат 4АН-700; 2-пескосмесительный агрегат; 3-автоцистерна; 4-песковоз; 5-блок манифольда 1БМ-700; 6 -арматура устья 2АУ-700; 7-станция контроля и управления процессом. Раздаточный коллектор предназначен для распределения рабочих жидкостей(жидкостей разрыва, песчано-жидкостной смеси , продавочной жидкости ) по насосным агрегатам . Для дистанционного контроля за процессом служит специальная станция контроля и управления на автомобиле, укомплектованная необходимой контрольно-измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой, а также усилителями и громкоговорителями для звуковой и телефонной связи с отдельными агрегатами и исполнителями. Для соблюдения техники безопасности все агрегаты располагаются радиаторами от скважины), чтобы можно было беспрепятственно отъехать от нее при аварийной или пожарной опасности. Это особенно важно при использовании жидкостей на нефтяной основе. Для защиты обсадных колонн от высокого давления в скважину опускают НКТ с пакером и якорем на нижнем конце, которые устанавливаются выше кровли пласта, намеченного для ГРП. Для того чтобы пакер загерметизировал кольцевое пространство, его эластичный элемент (обычно специальная резина) надо сжать за счет веса труб. Для сжатия пакера необходимо создать опору. Такой опорой могут быть те же НКТ, башмак которых ставится на забой, либо особый подвижный элемент самого пакера с плашками, которые, освобождаясь при повороте НКТ, скользят по специальному конусу пакера, раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. В связи с этим все пакеры разделяются на пакеры с опорой на забой (пакеры ПМ6"; ГШ8"; ОПМ6"; ОПМ8") и пакеры без опоры на забой (плашечные пакеры ПШ6", ПШ8", ПШ5"-500, ПШб"-500, ПС5"-500, ПСб"-500, ПГ5"-500, ПГб"-500). Пакеры допускают перепад давления (при правильной посадке) 30 - 50 МПа над ним и под ним и имеют проходное сечение от 47 до 68 мм в зависимости от типа и размера обсадной колонны.  Рисунок 2.7.5 Схема оборудования забоя скважины для ГРП: 1 - обсадная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - скважинные манометры;4 - якорь; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик для опоры на забой Для разгрузки НКТ от продольных сжимающих усилий и удержания пакера на месте выше пакера устанавливают гидравлические якоря. Якорь имеет в теле корпуса 8 - 16 плашек с насечками, которые могут перемещаться в горизонтальном направлении. Плашки удерживаются от выпадания пластинчатыми пружинками. При создании в якоре избыточного (по отношению к внешнему) давления плашки раздвигаются резиновым цилиндром, имеющимся в корпусе якоря, и вдавливаются в обсадную колонну. Чем больше внутреннее (в НКТ) давление, тем сильнее плашки прижимаются к обсадной колонне, предотвращая смещение пакера. Якоря .рассчитаны на те же условия работы, что и пакеры, т. е. на перепады давлений 30 - 50 МПа.  Рисунок 2.7.6 Якорь плашечный гидравлический для ГРП: 1 - плашки с насечками; 2 - резиновый цилиндр Максимальные страгивающие усилия, воспринимаемые якорем (в зависимости от типоразмера) достигают 1250 кН. Длина якорей около 2 м, масса 80 - 140 кг, проходной диаметр 36 - 72 мм. 2.8. Сравнительный анализ состояния фонда скважин при проведении ГРП в условиях пласта АВ1 (1-2) Самотлорского месторождения Целью этой работы было определение эффективности проведенных в 2014 году работ по гидроразрыву пласта, причём основное внимание следовало уделить эффективности ГРП по новой технологии, сущность которой заключалась в существенном увеличении (в разы) веса закачиваемого проппанта и изменении самой технологии ГРП (применялось несколько различных модификаций новой технологии, объединяемых термином “новый дизайн”). Впрочем, предметом рассмотрения данной работы являются не детали технологии “нового дизайна”, а анализ эффективности ГРП по объекту АВ11-2 и видам работ (с изоляцией и без изоляции) и, главное, сопоставление эффективности ГРП при использовании старой и новой технологии, выявление динамики дебитов скважин после получения эффекта. Анализ эффективности ГРП осуществлялся в следующей последовательности: анализ эффективности ГРП по скважинам и по всем вышеназванным группам скважин, отремонтированных в 2014 году определение величин удельного дебита нефти и жидкости по скважинам (где ГРП проводилось по новой технологии) определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта прослеживание динамики изменения дебита скважин после проведения ГРП и анализ динамики темпов изменения дебитов нефти и жидкости по месторождению и группам скважин Источниками информации в процессе этого анализа были данные ПТО по ПНП СНГДУ, в том числе перечень скважин, в которых проведены в 2014 году гидроразрывы пласта, с указанием даты проведения ремонта, вида ремонта и подрядчика, данные программы BASPRO (эксплуатационные карточки скважин и каротажный материал) В 2014 году ГРП осуществлён в 69 скважинах, из которых 29 ремонтов осуществлено силами “Катобьнефти”, 40 - силами фирмы “Халлибуртон” (рис.2.8.1.) . 54 ремонта осуществлены по новой, а 15 по старой технологии. ГРП без РИР осуществлены по 12 скважинам, а с РИР по 57 скважинам (подавляющее большинство которых составляют скважины, переведённые на пласт АВ11-2 с нижележащих горизонтов) По объектам разработки общее количество ГРП распределяется следующим образом: объект АВ11-2 - 68 скважин объект АВ13 +АВ11-2 - 1 скважина  Рисунок 2.8.1 Распределение операций ГРП по видам работ  Рисунок 2.8.2. Сравнение средних показателей работы скважины до и после ГРП  Рисунок 2.8.3. Средние показатели работы скважин после ГРП  Рисунок 2.8.4. Средний прирост добычи нефти и жидкости на 1 скважину Из числа скважин, где ГРП сделан в сочетании с РИР, по новой технологии отремонтировано 43 скважины (75,4 %). В этих скважинах прирост дебита составил в среднем 51,97 т/сут по нефти и 84,6 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости соответственно 318,7 и 453,5 тыс. т. ГРП по новой технологии без РИР проведен в 11 скважинах (91,6%), и средний прирост на 1 скважину составил по этой группе 30,87 т/сут по нефти и 60,05 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости составила соответственно 34,8 и 59,1 тыс. т. Очевидна существенно более низкая эффективность ГРП, проводившихся без проведения изоляционных работ. Эффект в накопленной добыче нефти по скважинам объекта АВ1(1-2), отремонтированным по новой технологии (53 скважин из 68) составил 423,6 тыс. т. нефти, а средний прирост дебита нефти на 1 скважину по этому объекту составил 48,04 т/сут. Если же рассматривать отдельные скважины, то наибольший суточный прирост отмечен по скважинам 15388 (прирост по нефти 138,9 т/сут, по жидкости 100,7 т/сут) и 32151 (прирост по нефти 87,05 т/сут, по жидкости 98,7 т/сут, до ГРП находилась в бездействии) По отдельным подрядчикам для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты: по фирме “Катобьнефть” c/суточный прирост на 1 скважину составил 47,25т. по нефти и 87,1 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 137,7 тыс. т. нефти и 215,6 тыс. т. жидкости по фирме “Халлибуртон” c/суточный прирост на 1 скважину составил 48,5 т. по нефти и 76,2 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 215,8 тыс. т. нефти и 297 тыс. т. жидкости За рассматриваемый период суммарный дебит нефти отремонтированных скважин снизился с 2866,1 до 2328,5, а суммарный дебит жидкости с 4875,6 до 3782,7 т/сут (соответственно на 18,76 и 22,4 %), при этом по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило соответственно 20,5 и 22,25 % (в то время, как по скважинам, отремонтированным по обычной технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило 20,47 % и 22,96%. Обводненность продукции за этот период снизилась с 83% до 38,44 %, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии с 94,83% до 39,36%. Поскольку скважины, отремонтированные по обычной технологии, отработали значительно больше дней, чем скважины с новой технологией ремонта (252 дня против 151), разница в среднесуточных темпах снижения значительно больше, чем в абсолютных (среднесуточное снижение дебита жидкости при ремонте по новой технологии 0,18 %, при ремонте по старой технологии 0,1 %). 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 3.1 Расчет оценки эффективности ГРП в условиях пласта АВ1 (1-2) Самотлорского месторождения Составить план проведения гидроразрыва пласта, выбрать рабочие жидкости и оценить показатели процесса для следующих условий : Эксплуатационная скважина (таблица 3.1.1), Самотлорского месторождения. Таблица 3.1.1. Исходные данные
1.Вертикальная составляющая горного давления: Ргв = gL = 2385,6*9,81*2100*10-6 = 46,75 МПа 2.Горизонтальная составляющая горного давления: Рг = Ргв*/(1-) = 46,75*0,25/(1-0,25) = 15,58 МПа В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины. Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтина , плотность и вязкость даны в таблице. Содержание песка принимаем (см в таблице 3.1.1.) , для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 5 т кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм, темп закачки (данные в таблице 3.1.1), что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин. При ГРП непрерывно закачивают жидкость-песконоситель в объеме 7,6 м3, которая одновременно является и жидкостью разрыва. 3.Определим давление на забое скважины в конце гидроразрыва: Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*/((1-2)2*Рг2*Vж) =5,25*(2*1010)2*12*10-3*0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6) = 2*10-4 Рзаб = 49,4*106 = 49,4 МПа 4.Определяем длину трещины : l = (VжE/(5,6(1-2)h(Рзаб-Рг)))1/2 = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*13,5*(49,4 - 15,58)*106))1/2 = 31,7 м 5.Определяем ширину (раскрытость) трещины: = 4(1-2)*l*(Рзаб-Рг)/ = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 = 0,0158 м =1,58 см 6.Определим распространение жидкости-песконосителя в трещине: l1=0,9*l = 0,9*31,7 = 28,5 м 7.Определим остаточную ширину трещины, принимая пористость песка после ее закрытия m=0,2: 1 = no/(1-m) = 1,58*0,107/(1-0,3) = 0,73 см 8.Определяем проницаемость трещины такой ширины: kт = 21/12 = 0,00732/12 = 4,44*10-6 м2 Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром d = 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем. Определим параметры ГРП. 1.Потери давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ. ж = н(1-no)+пес*no = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м3 Число Рейнольдса Re = 4Qж/(dж) = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9 Коэффициент гидравлического сопротивления = 64/Re = 64/633,7 = 0,124 По Ю.В.Желтову, при наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re=516.9 и no = 0,324 возрастают в 1,52 раза: 16Q2L 1,52*0,124*16*(12*10-3)2*2100*1439 Рт = 1,52 ж = = 26 МПа 22d5 2*3,142*0,0765 2.Давление, которое нужно создать на устье при ГРП: Ру = Рзаб-жgL + Рт = 49,4-1439*9,81*2100*10-6 + 26 = 45,9 Мпа 3.Рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН-700 (табл. 3.1.2.) Таблица 3.1.2. Характеристики насосного агрегата 4АН-700
|