Проектирование комплекса оборудования для гидроразрыва пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

На тему Проектирование комплекса оборудования для гидроразрыва пласта

Содержание

Введение

1. Применение гидравлического разрыва пласта на нефтяных и газовых месторождениях

1.1 Основные представления о механизме гидравлического разрыва пласта

1.2 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта

1.3 Технология проведения гидроразрыва пласта

2. Расчет гидравлического разрыва пласта

2.1 Определение расчетных показателей процесса ГРП

2.2 Расчет потребного технического обеспечения процесса и обзор современного оборудования

2.2.1 Насосные агрегаты для гидроразрыва

2.2.2 Бункеры для пропанта

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Техника безопасности

3.2 Охрана окружающей среды

4. Оценка экономической эффективности гидроразрыва

Заключение

Список используемых источников

Введение

Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением новых месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

Предлагаемый вниманию курсовой проект посвящен одному из важнейших методов интенсификации разработки месторождений углеводородов - гидравлическому разрыву пласта. Опыт применения этой технологии насчитывает уже более пятидесяти лет, но именно в последние годы в связи с вовлечением в разработку трудно извлекаемых запасов нефти и газа проблема использования гидроразрыва стала особенно актуальной. В данной области имеются многочисленные публикации, в которых рассматриваются механизмы и математические модели возникновения и распространения трещины, различные технологии проведения гидравлического разрыва, методы оценки производительности скважин.

Гидравлический разрыв, воздействуя на пласты, повышает производительность скважин, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Повышение производительности скважин и нефтеотдачи пласта обусловливает широкое применение метода при разведке и разработке нефтяных месторождений.

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы углеводородов, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности нагнетательных, нефтяных и газовых скважин, вскрывающих такие пласты. Гидроразрыв пласта был впервые применен в конце 1940-х годов для увеличения добычи из малодебитных скважин в Канзасе (рисунок 1.1). Вслед за взрывным ростом практического применения этого метода в середине 1950-х и значительным всплеском активности в середине 1980-х годов, массовый гидроразрыв перерос в доминирующий метод освоения, в первую очередь для низкопроницаемых коллекторов в Северной Америке. К 1993 году 40 процентов новых нефтяных скважин и 70 процентов газовых скважин в США обрабатывались гидроразрывом.

Рисунок 1.1 - Одна из первых операций ГРП, примерно 1949 г. (Источник: Halliburton)

В настоящее время около трети запасов углеводородов можно извлечь только с использованием этой технологии. Высоко проводящие трещины гидроразрыва позволяют увеличить дебит скважин в 2-3 раза и более.

Исследования и практика применения ГРП показывают, что эффект от проведения гидроразрыва неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние их интерференции, неоднородности пласта, энергетических возможностей объекта и других факторов. Выбор скважин для обработок, оптимизация параметров трещин и оценка эффективности ГРП должны осуществляться не бессистемно, а на основе детального изучения гидродинамики процесса разработки участка пласта или месторождения в целом с целью обеспечения баланса между фильтрационными характеристиками пласта и трещины. Применение ГРП как элемента системы разработки, т.е. создание гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва, даст увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения углеводородов за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата заводнением, а также позволит вводить в разработку залежи с потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи и, следовательно, переводить часть забалансовых запасов в промышленные.

Наиболее высокая эффективность гидравлического разрыва пласта обеспечивается при комплексном подходе к проектированию, основанном на учете таких факторов, как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и расклинивающего агента, технологические и экономические ограничения. Для реализации этого подхода помимо моделей трещинообразования необходимо создание моделей фильтрации в системе скважин, пересеченных трещинами гидроразрыва, изучение особенностей течения флюидов в окрестности трещины, в том числе в неоднородных и обводненных пластах.

1. Применение гидравлического разрыва пласта на нефтяных и газовых месторождениях

1.1 Основные представления о механизме гидравлического разрыва пласта

Гидравлический разрыв пласта представляет собой механический метод воздействия на продуктивный пласт, состоящий в том, что порода разрывается по плоскостям минимальной прочности под действием избыточного давления, создаваемого закачкой в скважину жидкости разрыва с расходом, который скважина не успевает поглощать. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируют зернистый материал (пропант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате ГРП кратно повышаются дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также повышается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабодренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и соответственно по размерам создаваемых трещин.

Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.

В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.

Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины при проницаемости пласта 0,01-0,05 мкм² обычно составляет 40-60 м, а объем закачки от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн пропанта.

Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, который позволяет вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10-⁴ мкм²) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью 1000 м и более с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн пропанта.

Технология применения гидроразрыва в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин в горных породах, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры.

Математическое моделирование процесса трещинообразования базируется на фундаментальных законах теории упругости, физики нефтегазоносных пластов, фильтрации, термодинамики. Первую теоретическую модель распространения двумерной трещины, получившую всеобщее признание, предложили С.А. Христианович, Ю.П. Желтов и Г.И. Баренблатт (модель I). Несколько позже Т.К. Perkins, L.R. Kern была предложена вторая модель (модель II). Эти две основные двумерные теоретические модели распространения трещин гидроразрыва различаются физической постановкой задач (рисунок 1.2).

В обеих моделях высота вертикальной трещины постоянна, но в модели I вертикальное поперечное сечение трещины - прямоугольник, а в модели II - эллипс. Горизонтальное сечение вертикальной трещины в модели I - эллипс с заострениями на концах трещины, а в модели II - эллипс. Вертикальные продольные сечения трещин в обеих моделях - прямоугольники. Вертикальное поперечное сечение горизонтальной круговой в плане трещины гидроразрыва в модели II является эллиптическим, а в модели I - эллиптическим с заострениями на противоположных концах. Обе модели опираются на линейную теорию трещин в упругом теле. Различия в моделях приводят к различию в поведении давления в трещине и других параметров процесса гидроразрыва.

Области применения для каждой из этих моделей указаны в работе R.P. Nordgren: в рамках модели I описывается распространение вертикальной трещины в горизонтальной плоскости, а в рамках модели II - ее рост в вертикальном направлении. На ранней стадии распространения трещины, когда ее длина много меньше высоты, применима модель I; на поздней стадии, когда длина трещины значительно превышает высоту, применима модель II. В настоящее время в нефтепромысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Рисунок 1.2 - Модели распространения вертикально трещины

Возможность образования вертикальной или горизонтальной трещины зависит от распределения тектонических напряжений. На малых глубинах вертикальное напряжение может оказаться значительно меньше горизонтальных эффективных напряжений, что благоприятствует образованию горизонтальной трещины. Считается, что в нормальных условиях горизонтальные трещины образуются на глубинах до 200 м, а вертикальные - на глубинах свыше 400 м. На промежуточных глубинах, где главные напряжения примерно равны, ориентация трещин определяется другими факторами, например анизотропией. Поскольку нефтяные и газовые пласты, разрабатываемые в настоящее время, в основном приурочены к значительным глубинам, в большинстве теоретических исследований рассматриваются вертикальные трещины.

1.2 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта

При выборе скважин для гидравлического разрыва пласта руководствуются прежде всего гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны и скважины. При этом в случае многопластового объекта разработки параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности посредством ее исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Для гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые сцементированные, крепкие породы, т.е. гидроразрыву в первую очередь следует подвергать скважины, в которых породы пластов при опробовании или эксплуатации не разрушаются и в которых не наблюдаются песчаные пробки.

В скважинах, где отмечаются разрушение пород и вынос пластового песка на забой с образованием песчаных пробок, проводятся процессы, которые также называют «гидравлический разрыв». Однако его основная задача - заполнение крупнозернистым песком каверн и каналов в призабойной зоне, созданных при эксплуатации скважины. При полном насыщении призабойной зоны крупнозернистым песком он выполняет роль фильтра, препятствующего поступлению пластового песка на забой скважины, и тем самым предотвращает пробкообразование.

Рекомендуется избегать разрывов в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат этого процесса.

Отмечается закономерность изменения результатов гидроразрыва от степени выработанности горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах наблюдаются по пластам с высоким давлением, меньшей степенью дренированности и более высокой нефтенасыщености.

По горизонтам, которые разрабатываются с поддержанием пластового давления, эффективность гидравлического разрыва оказывается выше, чем по тем, которые эксплуатируются без поддержания пластового давления. Вместе с тем гидравлический разрыв нецелесообразно проводить в добывающих скважинах, расположенных вблизи очагов или линии нагнетания, а также водонефтяного контура, так как при этом может произойти резкое увеличение притока воды и уменьшение притока нефти.

Гидравлический разрыв может планироваться по скважинам, работающим с высоким газовым фактором, с целью его снижения. Уменьшение газового фактора вследствие гидравлического разрыва достигается в скважинах, имеющих небольшую разгазированную область вокруг забоя, т. е. снижение высокого газового фактора за счет гидроразрыва возможно в тех скважинах, где большой приток газа не связан с прорывом его из повышенной газонасыщенной части пласта или прорывом от газонагнетательных скважин. Гидравлический разрыв в последних двух случаях проводить не следует, так как это может привести к еще большему увеличению притока газа.

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

Предпочтительная толщина продуктивной части пласта, подвергаемого разрыву, составляет 2-15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократные или поинтервальные гидроразрывы.

Гидравлический разрыв не рекомендуется осуществлять в технически неисправных скважинах (с нарушенной фильтровой частью, со сломом или смятием колонны, при недостаточной высоте подъема цемента или плохом состоянии цементного кольца за колонной). В скважинах, где в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо провести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв. В скважинах, имеющих приток пластовой воды, гидравлический разрыв целесообразно проводить после предварительной изоляции ее притока.

При выборе скважин для проведения гидравлического разрыва пласта полезно использовать данные электрокаротажа, анализы кернов, историю эксплуатации скважины, данные по разрывам пласта на других скважинах одного и того же месторождения и т. д. Эти данные должны быть тщательно проанализированы.

1.3 Технология проведения гидроразрыва пласта

Для гидроразрыва пласта в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленной естественной малой проницаемостью пород, или скважины, фильтрационная способность призабойной зоны которых ухудшилась при вскрытии пласта. Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. До разрыва пород скважину исследуют на приток и определяют ее поглотительную способность н давление поглощения. Результаты исследования на приток и данные о поглотительной способности скважины до и после разрыва дают возможность судить о результатах операции, помогают ориентировочно оценить давление разрыва, правильно подобрать подходящие свойства и количество жидкости для проведения разрыва, судить об изменениях проницаемости пород призабойной зоны после разрыва. Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и промывают, чтобы улучшить фильтрационные свойства призабойной зоны. Хорошие результаты разрыва можно получить при предварительной обработке скважины соляной или глинокислотой (смесь соляной и плавиковой), поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникают фильтрат и глинистый раствор. Такими проппастками являются наиболее проницаемые участки разреза, которые после вскрытия пласта при бурении на глинистом растворе становятся иногда мало проницаемыми для жидкости разрыва. После предварительной кислотной обработки улучшаются фильтрационные свойства таких пластов и создаются благоприятные условия для образования трещин.

В промытую, очищенную скважину спускают насосные трубы диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва подают на забой (рисунок 1.3). При спуске труб меньшего диаметра вследствие значительных потерь давления процесс разрыва затрудняется. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливают пакер. Чтобы он не сдвигался по колонне при повышении давления на трубах рекомендуется устанавливать гидравлический якорь (рисунок 1.4). Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой выдвигаются и прижимаются поршеньки якоря к обсадной колонне. Кольцевые грани на торце поршеньков, врезаясь в колонну, оказывают тем большее тормозящее действие, чем выше давление. Имеются якоря и других типов.

Рисунок 1.3 - Схема оборудования скважины при гидравлическом разрыве пластов: 1 - пакер; 2 - гидравлический якорь; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - заливочная головка



Рисунок 1.4 - Схема устройства гидравлического якоря

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкостей. Общая схема обвязки и расположения оборудования у скважин приведена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 - Схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта: 1 - нефтяная емкость; 2, 4 - агрегаты высокого давления; 3 - скважина; 5 - вспомогательный агрегат; 6 - пескосмеситель; 7 - автоцистерны

Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. Если для разрыва используется слабо фильтрующаяся жидкость, а также если проницаемость пород в призабонной зоне заметно ухудшена вследствие засоренности глинистым раствором, в момент разрыва иногда наблюдается снижение давления нагнетания.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х гг. начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70% всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5% случаев, пены со сжатым газом (обычно СО₂ и N₂) применяют в 25% всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - пропанты. Они классифицируются следующим образом: кварцевые пески и синтетические пропанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам пропантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.

Основным и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин является песок. Его плотность составляет приблизительно 2,65 г/см². Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в которых напряжение сжатия не превышает 40 МПа. Среднепрочными являются керамические пропанты с плотностью 2,7-3,3 г/см², используемые при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные пропанты, такие как спеченный боксит и окись циркония, используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 3,2-3,8 г/см². Использование сверхпрочных пропантов ограничивается их высокой стоимостью.

Кроме того, в США применяется так называемый суперпесок - кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами, повышающими прочность и препятствующими выносу частиц раскрошившегося пропанта из трещины. Плотность суперпеска составляет 2,55 г/см². Производятся и используются также синтетические смолопокрытые пропанты.

Прочность является основным критерием при подборе пропантов для конкретных пластовых условий с целью обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания пласта. Поэтому для различных глубин применяют следующие виды пропантов: кварцевые пески - до 2500 м; проппанты средней прочности - до 3500 м; пропанты высокой прочности - свыше 3500 м.

До недавнего времени в качестве пропанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв, а в большинстве случаев закачивалось 20-50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных пропантов. До конца 80-х гг. при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское.

Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП в низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000-4000 м), Ставропольского (2000-3000 м) и Краснодарского (3000-4000 м) краев, Саратовской (2000 м), Оренбургской (3000-4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000-5000 м)) областей.

Выбор технологической схемы и эффективность обработки в значительной степени зависят от мощности оборудования. Установлено, что наилучшие результаты получаются при высоких давлениях нагнетания и большой производительности оборудования, что объясняется, по-видимому, значительным раскрытием трещин при высоких давлениях и заполнением их песком. Отечественная промышленность выпускает агрегаты 2АН-500 и 4АН-700, предназначенные для проведения гидроразрывов пластов. Агрегат АН-500 может создавать рабочее давление до 50 Мн/м². Использование 3-4 агрегатов одновременно дает возможность нагнетать в скважину жидкость разрыва со скоростью 10-15 дм³/сек при давлении до 50 Мн/м². Процесс смешения песка с жидкостью механизируется при помощи специальных пескосмесительных агрегатов. Пескосмесительный агрегат П-100 конструкции Гидронефтемаша способен создавать содержание песка в песконосителе до 1000 кг/м³ при производительности по сухому песку до 100 т/ч. Сконструирована передвижная лаборатория, позволяющая непрерывно наблюдать за параметрами жидкостей разрыва и технологией проведения процесса.

Кроме описанной схемы гпдроразрыва, в зависимости от условий проведения процесса и его назначения применяют другие технологические схемы.

В неглубоких скважинах разрыв пласта можно проводить без спуска насосно-компрессорных труб или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, а во втором-как по трубам, так и по кольцевому пространству. При такой технологии можно значительно уменьшить потери давления в скважине при нагнетании очень вязкой жидкости. Для улучшения условий притока можно применять и многократный разрыв пласта. Сущность его заключается в том, что в пласте на разных глубинах создают несколько трещин и, таким образом, существенно увеличивают проницаемость пород призабойной зоны в скважинах.

Многократный разрыв пласта можно осуществлять следующими способами:

1. Проводить гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью нагнетать вещества, временно закупоривающие трещину или закрывающие перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это дает возможность вновь повысить давление и разорвать пласт в другом месте. В качестве закупоривающего материала были использованы зернистый нафталин, эластичные шарики из пластмассы и др. При освоении скважин нафталин растворяется в нефти и удаляется из трещины, а шарики выносятся потоком на поверхность.

2. Зону, предназначенную для образования трещин, можно каждый раз разобщать двумя пакерамн или гидравлическими затворами и проводить разрыв пласта по обычной технологии.

3. Осуществлять многократный разрыв с изоляцией нижележащих прослоев продуктивного пласта песчаной пробкой.

В разрезах с большим числом прослоев глин, т.е. с низкой проницаемостью по вертикали, весьма желательно создавать вертикальные трещины, соединяющие продуктивные пропластки. Для образования вертикальных трещин применяют нефильтрующиеся жидкости разрыва. Вертикальные трещины могут образоваться также при нагнетании фильтрующихся жидкостей разрыва при быстром повышении расхода жидкости и давления на забое.

Для облегчения разрыва пластов в заранее выбранном месте предварительно можно осуществлять пескоструйную перфорацию или торпедирование колонны: этот же участок разобщается (герметизируется) пакерами.

На промыслах СССР ежегодно проводилось свыше 2500 операций гидроразрыва пластов. Эффективность ГРП составляет примерно 70%.

Технология гидроразрывов пласта быстро усовершенствуется. Работниками научно-исследовательских институтов и промыслов предложено большое число различных вариантов поинтервального разрыва пласта, методов предохранения цементного кольца от разрушения или разрыва и различных технологических приемов, улучшающих результаты разрыва.

Весьма важным вопросом при проведении гидроразрыва, требующим особого внимания, является определение местоположения и характера образующихся трещин. Эта задача успешно решается методами радиоактивного каротажа, проводимого после введения в трещину смеси обычного и радиоактивного песка. Активацию песка осуществляют адсорбцией и закреплением на его поверхности радиоактивных веществ. Адсорбированный активный компонент можно закрепить путем покрытия песчинок нерастворимыми в воде и нефти клеящими веществами. На кривых гамма-каротажа в интервале образования трещин имеются четкие аномалии радиоактивности.

2. Расчет гидравлического разрыва пласта

При ГРП расчет сводится к определению следующих данных:

- основных технологических показателей процесса гидроразрыва пласта;

- увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва за счет образования трещин в этой зоне;

- ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП при различной глубине и ширине распространения трещин;

- экономической эффективности ГРП.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется в скважине со следующей характеристикой: глубина скважины H=1800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; пластовое давление p_пл=15 МПа; забойное давление p_з=10 МПа.

2.1 Определение расчетных показателей процесса ГРП

Основными расчетными показателями процесса ГРП являются давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после гидроразрыва, тип и число насосных агрегатов, ожидаемая эффективность гидроразрыва.

1) Расчёт давления гидроразрыва пласта

Для выяснения приемистости скважины и ожидаемого давления разрыва скважина была предварительно испытана. По данным испытания построена зависимость приемистости скважины от давления на забое (рисунок 2.1). Эта кривая позволяет определить давление разрыва пласта. Как видно из графика, при давлении разрыва р_з.р=37 МПа приемистость скважины составила 1400 м³/сут.



Рисунок 2.1 - Зависимость приемистости скважины от забойного давления при гидроразрыве

Определяем вертикальное горное давление

p_в.г=H_пg=1790Ч2300Ч9,81=40,4 МПа,(2.1)

где H-глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра), м;

_п-средняя плотность осадочных вышележащих пород, (2200-2600 кг/м³).

Давление разрыва пласта определяем по формуле

p_з.р= p_в.г- p_пл+_р=40,4-15+2=27,4 МПа,(2.2)

где p_пл-пластовое давление;

_р-предел прочности песчаника на разрыв, принимаем 2 МПа.

2) Расчет рабочего устьевого давления гидроразрыва

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

, Па (2.3)

где D_н - наружный диаметр эксплуатационных труб;

D_в - внутренний диаметр нижней части эксплуатационных труб (D_в=144,1 мм, согласно ГОСТ 632-80);

_тек - предел текучести для стали группы прочности Д, равный 380 МПа (согласно ГОСТ 632-80);

K - запас прочности (k=1,5);

H - потери на трение в обсадной колонне, м;

- плотность жидкости разрыва (=950 кг/м³);

L - глубина скважины, м.

Для определения потерь напора на трение в обсадной колонне необходимо знать расход жидкости через колонну (трубы) в процессе разрыва. Этот расход определяем на основе зависимости p_з.р=f(Q) (рисунок 2.1). Эта зависимость позволяет определить давление разрыва пласта. Как видно из графика, при давлении 37 МПа приемистость скважины составила 1400 м³/сут и в дальнейшем она растёт почти без увеличения давления. Это означает, что при давлении 37 МПа произошел разрыв пласта. Примем расход Q=15 дм³/с. Для этого расхода при вязкости жидкости =0,25 Пас и глубине скважины 1750 м с диаметром колонны 168 мм потери напора составят 56 м [8, стр. 133, табл. VIII.2), а для нашей скважины глубиной 1800 м они будут пропорционально равны

h=561800/1750=57,6 м.

Допустимое давление на устье p_у определим по формуле 2.3. Оно составит

МПа.

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия, определяется по формуле

, МПа(2.4)

где P_стр - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности Д, равна 1,7 МН [10, стр.54, табл.24];

k - запас прочности (k=1,5);

G - усилие затяжки при обвязке обсадной колонны, равное 0,5 МН.

Из полученных двух значений p_у принимаем меньшее (37,78 МПа). Соответствующее забойное давление составит:

p_з.р=p_у+g(H-h)=37,7810⁶+9509,81(1800-57,6)=54,02 МПа.

Полученное значение забойного давления оказалось больше, чем необходимое давление разрыва (23,4 МПа).

Поэтому давление на устье должно быть:

p_у= p_з.р-g(H-h)=27,4-16,2=11,2 МПа.

По результатам расчетов можно сделать следующие выводы:

Давление на устье скважины (11,2 МПа) ниже допустимого для принятых труб из стали группы прочности Д (при толщине стенки 12,1 мм трубы испытываются на внутреннее давление 43,7 МПа, согласно ГОСТ 632-80), но соответствующее забойное давление (54,02 МПа), при минимальном давлении на устье (37,78 МПа), выше допустимого для эксплуатационной колонны (43,7 МПа).

Поэтому проведение ГРП через обсадную колонну невозможно, следовательно при гидроразрыве пласта необходимо проводить закачку жидкости по насосно-компрессорным трубам с установкой пакера и якоря, для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.

3) Определение необходимого количества рабочей жидкости

Количество жидкости разрыва не поддаётся точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м³. Примем для нашей скважины V_р=8 м³ нефти.

4) Необходимое количество песка

Количество песка G_п, потребное для гидроразрыва, также нельзя рассчитать. По данным отечественной практики количество песка обычно принимают равным 8-10 т на один гидроразрыв. Принимаем для рассматриваемой скважины G_п=10 т.

5) Количество жидкости-песконосителя

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости (вязкость, фильтруемость и пескоудерживающая способность), количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа закачки. Рекомендуется принимать следующую концентрацию песка: для нефти вязкостью до 0,25 Пас 300-500 г/л. Принимаем С=300 г/л=0,3 т/м³.

Объем жидкости-песконосителя

V_ж.п=G_п/С=10/0,3=33 м³(2.5)

6) Объем продавочной жидкости

Чтобы на забое скважины не осталось части песка, объем продавочной жидкости следует принимать на 20-30% больше объема колонны, по которой закачивается песок. Избыточный объем продавочной жидкости должен закачиваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттеснения песка и смыкания трещин вблизи стенок скважины.

Объем продавочной жидкости равен объему НКТ. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра.

Необходимый объем продавочной жидкости

м³,(2.6)

где K - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб, K=1,3;

d_в - внутренний диаметр НКТ (для 73-мм труб d_в=62 мм, согласно ГОСТ 633-80);

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

7) Общая продолжительность процесса гидроразрыва

сут=0,7944 ч или 48 мин,(2.7)

где Q-суточный расход рабочей жидкости (рисунок 6), м³/сут.

2.2 Расчет потребного технического обеспечения процесса и обзор современного оборудования

Гидроразрыв пласта осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования.

Наземное оборудование целевого назначения включает насосные и пескосмесительные агрегаты для подготовки и закачки рабочих жидкостей, автоцистерны для доставки жидкостей гидроразрыва, специальную обвязку устья скважины с оборудованием. Кроме того, при гидроразрыве используется и другое специальное оборудование - подъемные агрегаты, лебедки и т. д. Это оборудование для гидроразрыва пласта вместе с тем так же успешно используется и в других процессах интенсификации притоков и закачки, при освоении, заканчивании и креплении скважин. Оно включает в себя, как правило, два устройства: пакер, предназначенный для разобщения фильтра-объекта воздействия (пласта) и остальной части эксплуатационной колонны, и якорь, который служит для восприятия высоких давлений и предупреждает подъем подземного оборудования при воздействии на пакер нагрузки, обусловленной разностью давлений под и над пакером. Пакер в сборке или пакер, смонтированный с якорем, спускают в скважину на колонне НКТ.

Комплекс оборудования для гидравлического разрыва пласта позволяет применять различные схемы расположения оборудования у скважины и в зависимости от заданного технологического процесса устанавливать необходимое число насосных установок и вспомогательного оборудования.

Блок манифольда, устанавливаемый у скважины, к которому подключаются агрегаты, позволяет наиболее рационально их расставить, повышает надежность и безопасность проводимой операций, уменьшает численность обслуживающего персонала.

При расчете потребного технического обеспечения процесса будем использовать современное отечественное оборудование для гидроразрыва пласта (рисунок 2.2).

1) Насосные агрегаты АНА-105М, смесители АПС-8М производства ЗАО “ПКБ” Автоматика”, г. Санкт-Петербург

Насосные агрегаты серии АНА-105 (рисунок 2.3) предназначены для закачки в скважину рабочей жидкости (смеси) под давлением и с производительностью, обеспечивающими процесс гидроразрыва пласта, а также для осуществления гидравлического, гидропескоструйного или химического воздействия на призабойную зону скважины на нефтяных и газовых месторождениях.

Состав технологического оборудования:

1. Моторно-трансмиссионное отделение. В моторно-трансмиссионном отделении находятся две силовые установки с газотурбинными двигателями и автоматическая трансмиссия, состоящая из двух планетарных коробок передачи суммирующего редуктора, а также узлы систем обеспечивающих работу плунжерного насоса.

2. Горизонтальный трехплунжерный насос мощностью 2000 л.с.

3. Электрооборудование с системой датчиков, системой автоматического управления и контроля.

4. Автоматическая система противопожарного оборудования.

Рисунок 2.3 - Насосный агрегат АНА-105М

Технические характеристики:

- Мощность рабочего оборудования, л.с. - 2000;

- Максимальное развиваемое давление на выходе из агрегата, не менее, МПа -107,0:

- Максимальная производительность агрегата, не менее, м³/мин - 2,063 (при рабочем давлении на выходе из агрегата, не менее, МПа - 37,5);

- Управление работой агрегата от выносного пульта управления с расстояния до 50 метров;

- Масса оборудования (без шасси), не более 19000 кг;

- Диапазон рабочих температур окружающей среды, от минус 40 до плюс 50.

Реализованный на насосном агрегате уровень автоматизации позволяет обеспечить управление несколькими агрегатами одним оператором с единого поста управления.

Насосные агрегаты выпущены в следующих модификациях:

- АНА-105 - на трехосном шасси трактора "Кировец" К-703МТУ 6х6,

Рисунок 2.4

- АНА-105М - на шасси автомобиля МАЗ-6303-041 6х4,

- АНА-105М-01- на полуприцепе ЧМЗАП 99865-01-0000012,

Рисунок 2.5

- АНА-105М-02 - на шасси Mercedes-Benz 3341A 6x6.

Рисунок 2.6

Специальный агрегат приготовления смеси АПС-8М (АПС) (рисунок 2.7), предназначен для эксплуатации в составе мобильных комплексов для гидравлического разрыва пласта. АПС используется для приготовления рабочих жидкостей, смесей и их подачи к насосным агрегатам в процессе осуществлении гидравлического воздействия на призабойную зону скважины на нефтяных месторождениях.

Оборудование АПС монтируется на полноприводном автомобильном шасси Mercedes-Benz 3346A 6х6 с независимым механизмом отбора мощности позволяющим передавать полную мощность двигателя (456 л.с.) для привода гидравлической насосной станции оборудования АПС. Автомобильное шасси, в отличие от зарубежных аналогов, используется в серийном исполнении, без удлинения рамы и изменения компоновки узлов.

Оборудование агрегата приготовления смеси АПС-8М построено по блочно-модульному принципу и включает: платформу с узлами предназначенными под установку оборудования, блок насосной станции, блок насосно-смесительный с системой ввода сухих добавок, установку нагнетательного насоса, кабину оператора, систему ввода жидких химических добавок, трубопроводы, контрольно-измерительный комплекс, электрооборудование.

Исходя из требования высокой надежности в конструкции АПС использовано гидравлическое оборудование ведущих мировых производителей. Все исполнительные механизмы и устройства имеют оригинальное исполнение и построены исключительно на российских комплектующих.

Агрегат приготовления смеси АПС-8М, соответствуя по выходным характеристикам лучшим зарубежным образцам, имеет значительно меньшие габаритные размеры, приспособлен к эксплуатации в диапазоне температур от -40 до +40 ⁰С.

Рисунок 2.7 - АПС-8М

Технические характеристики:

1. Максимальный расход жидкости, обеспечиваемый АПС в процессе гидроразрыва - 8 мі/мин;

2. Давление развиваемое при максимальном расходе - не менее 7,0 кг/смІ (0,75 МПа);

3. Расход сыпучего компонента (проппанта) через двухфазный насос-смеситель - 0,1…6,0 т/мин;

4. Максимальная концентрация проппанта в смеси - 1800 кг/мі;

5. Количество патрубков в коллекторах, шт.:

- нагнетательном (в том числе для приготовления геля) - 8 (4),

- входном- 12;

6. Масса агрегата приготовления смеси на автомобильном шасси, не более 22 000 кг.

2) Блок манифольдов ММ-105М производства ОАО “ПНИТИ”, г. Пермь

Машина манифольдов (рисунок 2.8) предназначена для размещения, транспортирования и монтажа оборудования, соединяющего насосные агрегаты с устьем скважины, для воздействия на призабойную зону с целью повышения ее продуктивности.

В состав оборудования машины манифольдов входят элементы манифольдов высокого давления (трубы, угловые шарниры, краны, задвижки, обратные клапаны, тройники, крестовины и др.), коллектор низкого давления, рукава низкого давления, оснащенные БРС. Все оборудование закреплено на отдельных съемных ложементах, демонтируемых с автомшины краном-манипулятором. Узлы блока манифольдов могут стыковаться как с российским, так и с зарубежным оборудованием.

Машина манифольдов выпускается на базе автомобиля повышенной проходимости «Урал» с установленным на заднем свесе краном-манипулятором. После снятие всех конструкций манифольдов автомобиль может эксплуатироваrься как грузовой, например, для перевозки пропанта.

3) Бункера для пропанта, емкости технологические гельные производства ОАО “СИБНЕФТЕМАШ”, г. Тюмень

Бункера для проппанта (рисунок 2.9) предназначены для хранения и подачи проппанта при проведении операций гидроразрыва пласта нефтяных скважин. Конструкция бункера обеспечивает загрузку проппанта сверху через горловины и выдачу через шиберную заслонку на конвейер или в приемную воронку АПС.



Рисунок 2.8 - ММ-105М

Бункера эксплуатируются в вертикальном положении. Бункера поставляются в трех исполнениях: емкостью 28, 33 и 40 мі.

Рисунок 2.9 - Бункер для пропанта

Гельные емкости (рисунок 2.10) предназначены для приготовления и выдачи технологических жидкостей (гелей) при проведении гидроразрыва нефтяных пластов. Полезный объем выпускаемых емкостей от 50 до 75 мі.



Рисунок 2.10 - Гельные емкости

4) Станция контроля и управления, производства ООО “БурГеоСервис”, г. Тверь

Станция контроля и управления (рисунок 2.11) предназначена для централизованного дистанционного управления оборудованием комплекса гидроразрыва пласта, сбора и обработки информации получаемой в режиме реального времени от контрольно-измерительных устройств расположенных на оборудовании с последующим документированием процесса в виде таблиц и графиков.

Рисунок 2.11 - Станция контроля

2.2.1 Насосные агрегаты для гидроразрыва

Потребное число насосных агрегатов АНА-105М для гидроразрыва пласта с учетом их подачи, равной 5,2 л/с при давлении 16,8 МПа и требуемом расходе 15 л/с, составит:

n=(15/5,2)+1=4 шт.

2.2.2 Бункеры для пропанта

Потребное число бункеров определяется исходя из объема их емкости. Требуется ввести в трещины 10 т песка с плотностью =1300 кг/м³, это равно V=10000/1300=7,69 м³. Поэтому требуется один бункер ПБ-28.

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Техника безопасности

Процесс гидравлического разрыва пласта проводится в условиях высоких давлений, достигающих 70 МПа. В этой связи имеет важное значение, создание условий безопасного осуществления обработки. Опасность усугубляется еще и тем, что жидкости закачиваются в скважины в смеси с песком, абразивное действие которого способствует износу уплотнений и соединительных узлов, что в результате приводит к пропуску жидкости под большим давлением.

Применяемые часто при гндроразрыве жидкости на нефтяном основе являются горючими жидкостями (нефти, мазуты и др.), что обусловливает пожароопасность процесса. Проведение гидроразрыва связано также с применением мер безопасности при обращении с кислотами и другими химическими веществами. Вместе с тем обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих, точном выполнении ими инструкций по охране труда. Без этого самые совершенные техника и технология не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве, поэтому роль самих рабочих весьма велика.

Помимо знания технологии и техники процессов оператор по гидроразрыву должен обладать навыками поведения на рабочем месте, выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновения опасных и вредных ситуаций, а также знать, что при этом делать.

Операторы но гидравлическому разрыву пласта при выполнении своих трудовых обязанностей руководствуются инструкцией по технике безопасности предприятия, основанной на типовой инструкции но охране труда для операторов по гидравлическому разрыву пласта, которая определяет нижеследующие основные требования:

1. К работе в качестве оператора по гидравлическому разрыву пласта допускаются лица, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение, инструктажи по безопасному ведению работ и проверку знаний.

2. Каждый поступающий на предприятие оператор перед непосредственным допуском к работе должен пройти вводный инструктаж у инженера по технике безопасности и инструктаж на рабочем месте у руководителя работ, а при необходимости и стажировку под руководством опытного оператора или мастера и проверку знаний.

3. Операторы через каждые 3 мес. должны проходить периодический инструктаж по безопасному ведению работ и не реже одного раза в год - проверку знаний.

4. При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда оператор должен пройти дополнительное обучение или инструктаж.

5. Внеочередную проверку знаний правил и инструкций по охране труда операторы должны пройти:

- после обучения, вызванного изменением технологического процесса, внедрением новых видов оборудования и механизмов, введением в действие новых правил н инструкций по охране труда;

- в случае нарушения правил и инструкций по охране труда;

- по требованию или распоряжению руководителя предприятия и органов государственного надзора.

6. Оператор должен иметь положенные ему по нормам и правилам средства индивидуальной защиты, обеспечивающие безопасность работы, а во время работы обязан пользоваться ими. Спецодежду следует носить в застегнутом состоянии (она не должна иметь свисающих концов).

После окончания смены оператор обязан снять защитные средства, спецобувь, спецодежду, привести их в порядок и уложить в места хранения.

7. Запрещается стирка одежды, мытье рук и деталей оборудования в легковоспламеняющихся жидкостях и реагентах.

8. Оператор обязан оборудование, приспособления, инструменты и приборы содержать в исправном состоянии и пользоваться ими только по назначению.

9. При выполнении пожаро- и взрывоопасных работ оператор обязан пользоваться инструментом из цветного металла, обмедненным или обильно смазанным тавотом или солидолом.

10. Применение открытого огня, курение на территории скважины запрещается. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах.

11. Оператор должен следить, чтобы провода переносных ламп не имели повреждений изоляции. В качестве переносных светильников следует применять только аккумуляторные фонари или переносные лампы напряжением не выше 12 В во взрывозащищенном исполнении.

12. Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы н способы оказания первой помощи при несчастных случаях.

13. При несчастных случаях очевидец (при возможности и сам пострадавший) должен немедленно сообщить о происшедшем руководителю работ (мастеру).

14. Перед началом работ оператор обязан проверить обслуживаемое оборудование и приборы, состояние рабочих мест, а также наличие и исправность предназначенного для предстоящей работы инструмента, приспособлений. В случае обнаружения неисправностей оператор должен принять меры к их устранению.

15. До начала работ оператор обязан ознакомиться с характером предстоящих работ, опасными моментами, возможными во время работы, и мерами их предотвращения.

16. На месте работы должен быть необходимый запас воды и других реагентов, нейтрализующих применяемые при проводимом технологическом процессе химически опасные н токсичные вещества.

17. Перед выездом на место проведения работ следует:

- проверить наличие и исправность предохранительного клапана

- напорного коллектора;

- убедиться в исправности обратных клапанов и пробковых кранов;

- проверить исправность действия механизма подъема стрелы;

- установить н укрепить стрелу в транспортном положении.

18. Трубы со стеллажа агрегата должны снимать два оператора, действия которых должны быть согласованы.

19. При прокладке линий высокого давления необходимо проверить исправность резиновых уплотнительных колец. Нельзя допускать провисания нагнетательных линий.

20. До начала работ по гидроразрыву оператор должен осмотреть устьевую арматуру, проверить исправность кранов, очистить риски указателя открытия и закрытия крана. Кроме того, должна быть проверена исправность линий обвязки и запорной арматуры. Надписи на кранах «Открыто», «Закрыто» должны быть отчетливо видны.

21. После окончания монтажа линий высокого давления и их осмотра оператор должен поочередно их спрессовать гидравлически на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

Во время опрессовки оператор должен находиться вне опасной зоны.

22. При обнаружении негерметичности коммуникаций, устьевого оборудования агрегат должен быть остановлен, давление снижено до атмосферного и только после этого устранена негерметичность. Во время работы агрегата запрещается крепить соединения и подтягивать сальники для устранения течи.

23. Оператор при закачке и продавке жидкости разрыва должен находиться за пределами опасной зоны, вести наблюдение за оборудованием и показаниями приборов и выполнять указания руководителя работ.

24. В случае выхода из строя каких-либо измерительных приборов оператор должен немедленно сообщить от этом руководителю работ. Работать без контрольно-измерительных приборов запрещается.

25. При необходимости ремонта устьевой аппаратуры или коммуникаций в процессе проведения гидроразрыва должны быть остановлены насосы, снижено давление до атмосферного, а в случае применения кислоты коммуникации должны быть предварительно промыты водой.

26. В зимнее время после временной остановки работ следует прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах.

Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем. Источником подогрева могут быть пар, дымовые газы или горячая вода.

27. Демонтаж линий высокого давления и другого оборудования должен проводиться только по указанию руководителя работ и под его наблюдением.