Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное"



Рисунок 6 - Арматура устья скважины 2АУ-700 для гидравлического разрыва пласта

1. Напорный коллектор из кованой стальной коробки с шестью отводами для присоединения шести насосных агрегатов, рассчитанный на давление 70 МПа. Коллектор имеет центральную трубу с датчиками давления, плотномера и расходомера, с дистанционной регистрацией показаний на станции контроля и управления процессом ГРП. На коллекторе также предусмотрено шесть пробковых кранов и шесть предохранительных клапанов. Напорный коллектор присоединяется к устью скважины с помощью двух линий высокого давления.

2. Распределительный коллектор, рассчитанный на давление 2,5 МПа, служит для распределения рабочих жидкостей между насосными агрегатами. Он имеет большое проходное сечение (100 мм), предусматривает возможность подключения десяти присоединительных линий и снабжен предохранительным клапаном на 2,5 МПа.

3. Комплект вспомогательных трубопроводов высокого давления и комплект быстросъемных шарнирных соединений.

4. Крановая арматура, резиновые шланги высокого давления, вспомогательное оборудование и инструмент для сборки, крепления, опрессовки и разборки соединительных манифольдов.

5. Арматура устья скважины (1АУ-700 или 2АУ-700), герметизирующая затрубное пространство и НКТ. Арматура 2АУ-700 (рис. 2.5) отличается от арматуры 1АУ-700 возможностью подключения ее к НКТ диаметром 73 и 89 мм, а также наличием гибких соединений двух боковых отводов. Верхняя трубная головка кроме двух отводов имеет в верхней части манометр с масляным разделителем.

Нижняя устьевая головка, рассчитанная на давление 32,0 МПа, имеет две подсоединительные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соединениями для сообщения с кольцевым пространством скважины. Общая масса устьевой арматуры 2АУ-700 - 500 кг.

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.

Промывка скважины после ГРП

Как только ГРП завершено, все клапаны, задвижки арматуры скважины должны быть закрыты, и скважина передана бригаде КРС, которая затем преступает к работам по освоению скважины после ГРП:

- Произвести монтаж оборудования для обратной промывки;

- Произвести запись на выходе из скважины, ставить давление в емкости на поверхности, если это необходимо.

- Смонтировать подъемник КРС. Монтаж производить внешними канатами.

- Убедится, что давление в НКТ не превышает 45 атм.

- Отсоединить арматуру UHG? Поднять её для открытия перепускного клапана и уровнять давления.

- Демонтировать арматуру ГРП и смонтировать ПВО.

- Сорвать пакер и поднять из скважины несколько соединений НКТ перед промывкой.

Если после ГРП в трубах остался пропант, необходимо промыть подвеску ГРП, если её невозможно поднять из-за ограничений грузоподъемности труб НКТ.

В случае «стопа» или оставшегося пропанта в трубах: всегда поднимать НКТ из скважины. Подвеска постоянно должна подниматься, чтобы избежать попадания пропанта в верхнюю часть пакера из-за разности давления. Если давление превышает допустимое, стравить давление в скважине в емкости на поверхности или в эксплуатационную линию:

- Определить верх песчаной пробки в подвески ГРП;

- Приподнять колонну труб на одну трубу, промывочную головку с вертлюгом;

- Собрать нагнетательную линию от насоса агрегата до отвода на «столе-тройнике», обратную линию от блока долива до НКТ (предпочтительная обратная циркуляция для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);

- Вызвать циркуляцию и осторожно достичь верха песчаной пробки;

- Признаком дохождения НКТ до пакера будет жесткая посадка стоп кольца на посадочное гнездо в пакере;

- Промыть скважину не мене двух объемов для отчистки зоны непосредственно под пакером, контролировать выход песка.

После завершения промывки, необходимо приступить к срыву пакера согласно технологии и произвести подъём НКТ с пакером:

- Поднять НКТ, уложить подъёмное оборудование и превентор;

- Приступить к срыву и подъему пакера.

Промывка ствола

Перед запуском скважины её необходимо промыть до искусственного забоя.

- Спустить необходимое количества НКТ-73 мм с пером-воронкой;

- Определить осторожно верх песка;

- Приподнять подвеску НКТ на одну трубу, установить промывочный сальник и вертлюг;

- Собрать нагнетательную обратную линию от насосного агрегата до затрубного пространства, обратную линию от НКТ до блока долива (предпочтительна обратная циркуляция для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);

- Вызвать циркуляцию и начать промывку;

- Промыть скважину до искусственного забоя;

- Промыть скважину (два цикла после выхода песка). Убедиться, что скважина заглушена;

- Поднять подвеску НКТ.

Не следует наращивать следующую трубу, не дождавшись выхода песка на поверхность.

Зависимость эффективности ГРП от коллекторских свойств пласта

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти. За период с 2005 по 2008 годы гидроразрыв пласта произведен на шести добывающих скважинах. В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Так как ГРП производились сразу после бурения, мы можем сравнивать только разность притоков до ГРП и после дебит скважины. Исследование проводились на разведывательных скважинах, и приток колебался от 1,1 т/сут до 5 т/сут. Средний приток составляет 3,5 т/сут.

В связи с тем, что при ГРП было закачено много жидкости, а так же после работы КРС на данный момент анализ воды показывает, что это раствор глушения и раствор ГРП. Но и на первоначальном этапе видно, что качество ГРП, обводненность и дебит по скважинам, где проводилась интенсификация с помощью ГРП, зависит от коллекторских свойств пласта.

2.2 Анализ эффективности ГРП

ГРП является технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости, является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации.

После разрыва пласта и закрепления трещины пропантом образуется двойная среда трещины (высокопроводящие каналы) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины.

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.

Для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, пробуренных в пласт Ю₁ характеризуемый как малодебитный. Средний коэффициент продуктивности скважин для пласта Ю₁ составил около 3,75 м³/сут/МПа при нулевом скин-факторе, средней проницаемости 2,7 мД и средней мощности 19,7 м.

В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Исследование показали, что до проведения ГРП приток на 392Р составлял Q=1,1 м³/сут при пластовом давлении 28,4 МПа. После проведения ГРП приток составил 31,8 м³/сут по жидкости, по нефти составило 23,3 м³/сут и по воде 8,5 м³/сут при давлении 28,4 МПа.

Согласно данным, степень реализации потенциала, созданного после проведения ГРП, достаточно высок. Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, в условиях объекта Ю₁ Снежного месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита жидкости составляет в среднем 35 м³/сут., и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом.

Непродолжительный период эксплуатации после ГРП пока не позволяет сделать однозначных выводов. Однако, эксплуатация скважин со значительно высоким притоком по нефти, чем до интенсификации, позволяет извлечь больший объем углеводородов за срок жизни скважин, тем самым, способствуя увеличению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Положительное влияние от проведения ГРП на дальнейшую эксплуатацию скважин в значительной мере зависит от степени сформированности системы воздействия на объект. В свою очередь, темпы и динамика обводнения зависят от направления геологического строения и структуре запасов, но и геометрии распространения трещин.

В связи с этим дальнейшее решение проблемы эффективной эксплуатации добывающих скважин и участков проведения ГРП работ по ГРП связано с исследовательскими работами по определению направления трещин и адаптации системы заводнения по отношению к ориентации зоны трещиноватости.

В результате проведения ГРП имеем значительное увеличение дебитов скважин, (относительно базового варианта, без ГРП). Необходимо отметить также, что область применения ГРП не ограничивается низкопродуктивными зонами, проведение ГРП также возможно в песчаных телах, не имеющих гидродинамической связи с зоной закачки.

В целом отмечается высокая продолжительность эффекта, обусловленная стабилизацией, как обводненности, так и дебитов жидкости. Для оценки прироста дебита жидкости и продолжительности эффекта после производства работ по интенсификации была построена динамика показателей эксплуатации скважин, в которых проводились работы, приведенная к одной дате начала проведения ГРП для избежание влияния временных факторов. Результаты показывают, что на объекте Ю₁ эффект от ГРП, достаточно стабилен и сохранение его не ограничивается анализируемым периодом.

В связи с тем, что ГРП проводят сразу после бурения берется базовый приток полученный при исследовании разведовательных скважи который коллеблится от 1,1 до 5 м³/сутки.

Чем ниже проницаемость, тем медленнее происходит процесс фильтрации, тем выше коэффициент падения дебита жидкости скважин в процессе эксплуатации.

Оценивая эффективность ГРП, следует отметить его положительное влияние на полноту вовлечения запасов нефти в разработку. Одним из основных параметров, определяющих объем извлекаемых запасов, является коэффициент охвата, учитывающий степень дренирования пластовой нефти (таб. 2).

Создание систем трещин в слабопроницаемых коллекторах, безусловно, увеличивает степень вскрытия и приведенный радиус скважин, создает дополнительно высокопроницаемые каналы, по которым осуществляется фильтрация. Это позволяет более эффективно эксплуатировать скважины в сложных геологических условиях, что в свою очередь приводит к увеличению текущего коэффициента нефтеизвлечения.

Массовое внедрение ГРП на объекте Ю₁ Снежного месторождения позволило увеличить приток скважин, вывести их на рентабельный уровень эксплуатации, в конечном итоге, обеспечить благоприятную динамику выработки запасов нефти.

3. Специальная часть. Скважинное оборудование применяемое при ГРП

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:

а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненнее снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);

в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:

а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной;

б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом.

3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при:

а) гидроразрыве пласта;

б) поддержании пластового давления;

в) подаче в пласт теплоносителей.

По способу посадки пакеры подразделяют на механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ. Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ); оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости.

Во всех пакерах должна быть опора (якорь) для пакера:

· упор на забой через хвостовик;

· переход диаметра обсадной колонны;

· шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь);

· шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.

Пакеры выпускают диаметром от 88 до 245 мм, для обсадных труб - 114273 мм, которые обеспечивают перепад давления: 14, 21, 35, 50 и 70 МПа.

Различают следующие виды пакеров:

ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх.

ПН - тоже, направленного вниз;

ПД-то же, направленного как вниз, так и вверх.

Заякоривающие устройства (якорь) могут быть Г - гидравлические (по способу посадки); М - механические; ГМ - гидромеханические.

Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб.

3.1 Схема проведения ГРП без упора на забой

Рисунок 7 - Схема внутрискважинного оборудования применяемого при ГРП

Данная схема применяется для проведения ГРП в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром 140-178 мм.

Достоинством этой схемы является возможность после проведения операции произвести легкую распакеровку, а также повысить безопасность проведения ремонтных и аварийных работ.

Отличительной особенностью является то, что компоновка подземного оборудования устанавливается в скважине путем осевых перемещений (ПРО-ЯМ02-ЯП(М)) или вращениями колонны НКТ (ПРО-ЯМ2-ЯП(М)) на 1/4 оборота по часовой стрелке с одновременным перемещение вниз и разгрузкой веса инструмента на пакер.

3.2 Пакеры на 100 МПа с механической осевой установкой типов ПРО-ЯМО2-ЯГ1 (М)

Предназначены для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций. Данные пакеры производятся фирмой НПФ «Пакер»

Область применения:

- для проведения ГРП;

- для проведения опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности;

- для кислотной обработки пласта под давлением;

- для проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций;

- для установки в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

К достоинствам относится:

- надежная герметизация эксплуатационной колонны при проведении работ, требующих создания высокого перепада давления на пакер;

- легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки;

- конструкция пакера проверена многолетним опытом успешного применения.

Конструктивные особенности:

- пакер устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений колонны труб - (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб;

- для удерживания пакера от перемещения вверх служит верхнее гидравлическое заякоривающее устройство, которое приводится в действие созданием внутритрубного давления;

- пакер выдерживает перепад давления до 100 МПа при температуре до 100 ⁰С, по отдельному заказу изготавливается на рабочую температуру до 150 ⁰ С;

- высокая ремонтопригодность.

3.3Клапан циркуляционный многократного действия типа КЦ-М

Предназначен для герметичного разобщения и сообщения затрубного пространства с внутренней полостью НКТ.

Область применения:

- в аварийных случаях с целью глушения скважины при совместном использовании с пакером;

- в составе с пакером при гидравлическом разрыве пласта, а также при

проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин.

К достоинствам относится:

- клапаны многократного действия за один спуск-подъем;

- проверен многолетним опытом успешного применения;

- высокая ремонтопригодность.

Конструктивные особенности:

- клапан выдерживает внутреннее давление 70 МПа при температуре до 100 ⁰С, по отдельному заказу изготавливается на рабочую температуру до 150 ⁰С;

- открытие клапана осуществляется путем создания давления в затрубном пространстве скважины, превышающим давление во внутренней полости клапана и НКТ.

4. Экономическая часть

4.1 Расчет основной заработной платы

На заданное количество основных и вспомогательных рабочих составляется ведомость по ниже представленной форме (Таблица 1)

Таблица 1 - Ведомость основных и вспомогательных рабочих

Профессия	Разряд	Количество	Затраты времени на рабочий день, ч.
Мастер ДНГ	4	1	12
Мастер ПСН	4	1	12
Оператор ДНГ	4	4	12
Оператор товарный	4	4	12
Дизелист	4	4	12
Охранник	4	4	12

Заработную плату рабочих определяем по формуле:

Где:

- численность рабочих соответствующего разряда, чел.

- затраты времени рабочего соответствующего разряда на рабочий день, ч.

- часовая тарифная ставка рабочего соответствующего разряда, руб.

Расчет заработной платы рабочих сводим в таблицу 2:

Таблица 2 - расчет заработной платы рабочих

Профессия	Количество	Разряд	Часовая тарифная ставка, руб.	Затраты времени, ч.	Заработная плата, руб.	З/П за 15 рабочих дней, руб.
Мастер ДНГ	1	4	33,7	12	404,4	6066
Мастер ПСН	1	4	33,7	12	404,4	6066
Оператор ДНГ	4	4	29,48	12	1399,7	20995,5
Оператор тов.	4	4	29,48	12	1399,7	20995,5
Дизелист	4	4	24,16	12	1159,7	17395,5
Охранник	4	4	19,6	12	940,8	14112
Итого:	18			72	3274,08	85630,5

Рассчитываем сумму доплат, учитывающую размер премии по каждой категории работников по формуле:

Где:

- размер премии в% от прямой заработной платы (40%)

Сумма доплат мастеров:

руб.

руб.

Сумма доплат основных рабочих:

руб.

руб.

Сумма доплат вспомогательных рабочих (охранники и дизелисты)

руб.

руб.

Затем определяем заработную плату с учетом доплат (расчетную заработную плату - ) по формуле:

руб.

руб.

руб.

руб.

руб.

руб.

Определяем заработную плату с доплатой по районному коэффициенту к зарплате по формуле:

Где:

- районный коэффициент к заработной плате

Рассчитываем доплату за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях по формуле:

Где:

- размер доплаты в% от расчетной заработной платы за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях

Сумма основной заработной платы рабочих определяется по формуле

Расчет дополнительной заработной платы

Дополнительная заработная плата рассчитывается по формуле:

Где:

- основная заработная плата, руб.

- размер дополнительной заработной платы в % к основной за работной плате, %(Д=11%)

Расчет отчислений на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды определяется в% от суммы основной и дополнительной заработной платы по формуле:

Где:

- размер отчислений на социальные нужды от суммы основной и дополнительной заработной платы, % ()

Заключение

месторождение пласт гидравлический

Снежное нефтяное месторождение разрабатывается с 2005 г. и к настоящему времени находится на первой стадии разработки.

Эксплуатационные объекты характеризуются послойной и зональной неоднородностью строения; неизбежная опережающая выработка запасов, приуроченных к интервалам с наибольшей проницаемостью, ведет к соответствующему изменению структуры запасов нефти.

На Снежном месторождении работы по повышению интенсификации притока ведутся с момента разработки. Перечень наиболее распространенных включает: гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин и кислотная обработка ПЗП.

Самым массовым методом, применяемым по плану разработки на месторождении, является гидроразрыв пласта. ГРП на месторождении проводится с 2005 г., его результаты показывают большую эффективность операций. Непосредственно после ГРП притоки жидкости увеличивались преимущественно в четыре раза. Как показывают промысловые исследования в скважинах, гидроразрыв пласта увеличивает охват воздействием. В связи с высокозатратностью ГРП в настоящее время сделано только 9% ГРП от плана разработки. Фирмой было закуплено оборудование для ГРП, что обеспечит экономию средств на работы по интенсификации скважин пласта Ю₁.

Список литературы

1. Бухаленко Е.И., Вергинова В.В. Нефтепромысловое оборудование. М.: Изд-во Искра, 2000 г. - 421 с.

2. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика повышения нефтеотдачи.-М.:Недра, 2000 г.-с. 18-21.

3. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов западной Сибири: Изд-во ТПУ, 2006.-166 с.

4. Кучумов А.И., Зенкиев М.Я. Диагностирование эффективности ГРП в условиях Западной Сибири. - Мегион: Изд-во Мегион_Экспресс 2002 г. - 432 с.

5. Молодых П.В. Отчет пробной эксплуатации Майского месторождения. 2007 г. - 397 с.

6. Отчеты по ГРП ЗАО СП МеКаМинефть - Мегион. Изд-во Мегион_Экспресс, 2007 г. -110 с.

7. Показатели текущего состояния разработки Майского месторождения. 2005-2007 гг. и первый квартал 2008 г.

8. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов. - М., Недра, 2001 г. - 308 с.

9. Усачев П.М. Константинов С.В. и др. «Инструкция по технологии глубоко проникающего гидравлического разрыва пласта» - Москва, 2003 год.

10. Материалы преддипломной практики.

11. Интернет ресурсы.

Размещено на Allbest.ru