Розробка Штормового родовища

Розробка Штормового родовища

Зі збільшенням кількості піску до 20 т здійснюють глибокопроникний ГРП, який сприяє значному збільшенню фільтраційної поверхні, зміцьнює характер припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням нових зон пласта, ізольованих внаслідок макронеоднорідності. Тріщини такого ГРП сягають 100….150 м довжини при ширині 10…20 мм.

У газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм2 застосовують масивний ГРП, під час якого розвиваються тріщини довжиною до 1000 м, закріплені до 300 т піску. Масивний ГРП дуже дорогий, тому він передбачений у кошторисі будівництва свердловини й збільшує її вартість на 50 %.

Для проведення ГРП у свердловину на НКТ спускають пакер, що ділить її стовбур на дві частини і захищає верхню частину експлуатаційної колони від високого тиску. Гирло свердловини обладнують арматурою, наприклад 2АУ-700, на робочий тиск до 70 Мпа. Усі насосні агрегати (до 10 шт.) для нагнітання рідини ГРП, наприклад 4АН-700, обв’язують з арматурою гирла свердловини через блок маніфольда (1БМ-700). Рідини для ГРП транспортують автоцистернами по 20 м3, або ж складають у стаціонарних резервуарах по 50 м3, загальною місткістю 100…300 м3. Допоміжні насосні агрегати (ЦА-320М) помпують рідину в піскозмішувач (4ПА), з якого відцентровим насосом спочатку тільки рідина, а потім рідина з піском спрямовуються на вхід насосних агрегатів (4АН-700) для нагнітання в свердловину.

Щоб провести ГРП зі свердловини, піднімають НКТ та інше глибинне устаткування ( насосне, газліфтне), шаблонують експлуатаційну колону, спускають пакер на НКТ і обпресовують хї. Процес ГРП починається з перевірки приймальності свердловини з найменшої витрати рідини розриву, яку поступово збільшують, наприклад, від 250 до 450, 900, 1500 м3/добу і аж до значення, за якого забезпечується закріплення тріщин (2000…5000 м3/добу). Далі нагнітають рідину-пісконосій, звичайно з концентрацією Кпск піску 40…500 кг/ м3 . концентація залежить від в’язкості рідини. На завершення процесу потрібно витіснити суміш рідини з піском зі стовбура свердловини в пласт протискуючою рідиною і закрити НКТ, аж доки тиск у свердловині не знизиться до атмосферного. Опісля піднімають НКТ з пакером і спускають глибинне устаткування для екпслуатації свердловини.

Звичайні ГРП проводять ньютонівськими рідинами. Для проведення звичайних ГРП потрібні закріплюючий агент (кварцовий пісок) Gпс=10…20 т, фракції 0,6…1 мм або 1,0…1,6 мм, рідина розриву пласта (Vр=10…30 м3 ), рідина пісконосій (Vпс=100…3000 м3), рідина для протискування в пласт (Vпр) пісконосія в об’ємі тієї частини порожнини свердловини, по якій надходять рідини. Невелику частину рідини-пісконосія без закріплювача, яка нагнітається після рідини розриву для попереднього розкриття тріщин, називають буферною рідиною.

Рідина розриву пласта повинна бути сумісною з пластовими флюїдами, добре фільтруватися в низькопроникну породу, не зменшувати її проникність, не горіти, бути доступною, недорогою, тому найчастіше застосовують водні розчини ПАР.

Рідина-пісконосій повинна бути сумісною з пластовими флюїдами, мати здатність утримувати пісок, погано фільтруватися через поверхню тріщин, не горіти, бути доступною й недорогою. Для звичайних ГРП застосовують водні розчини 0,1…0,3% ПАР і полімерів (ПАА, КМЦ, ССБ). Наприклад, на Прикарпатті застосування 0,4% водного розчину ПАА забезпечує розвиток і закріплення тріщин піском кількістю до 10 т при концентрації Кпск=100 кг/м3, об’ємі рідини 100 м3 і витратах близько 3000 м3/добу зі застосуванням розчину 0,4% ПАА. Можливе також закріплення тріщин 20…30 т піску.

Для глибокопроникного ГРП застосовують неньютонівські рідини з динамічною в’язкістю 50…200 мПа.с при швидкості зсуву 650…1100 с-1 (q=2100…3500 м3/добу) і температурі 20 0С, що утримують пысок з Кпск<500 кг/м3, і і температурі 20 0С не менше 8 год, стабільні (2 год) при пластовій температурі. Наприклад, ВНДІКРнафта запропоновано рецептуру на водній основі, яка містить 1…2,5% КМЦ, 1…3% хроматів, 0,2…0,7% лігносульфонату, 0,75…2,1% солі хлорнуватої кислоти й може застосовуватись для пластових температур 60…150 0С. Нові типи пісконосіїв розроблено в Україні.

Для закріплення тріщин в свердловинах глибиною до 3000 м придатний кварцовий пісок. У свердловинах більшої глибини, де бічний гірничий тиск перевищує 50…70 МПа, слід використовувати міцніші закріплювачі.

3.3 Методика розрахунку основних параметрів процесу

Тиск розриву пласта Рр є найважливішим параметром ГРП. Встановлено, що можна оцінити тиск розриву пласта за значенням гірничого тиску Ргрн

 Рр = 0,8 Ргрн (3.2.1)

Оскільки Рр залежить від напруженого стану порід, який визначається не тільки глибиною їх залягання, така оцінка є дуже ненадійною.

Надійніше можна прогнозувати Рр методом, що грунтується на поєднанні промислового досвіду ГРП у свердловинах даного регіону з дослідженням приймальності тієї свердловини, в якій передбачається розрив.

Для аналізу процесу корисно використовувати індикаторні криві ГРП (рис. 3.2.1)

1-                точка, одержана побудовою; 2 – режими ГРП; 3-дослідження свердловини на приймальність; 4 – режими ГРП при закріпленні тріщин; 5 – гіпотетична зміна приймальності.

Рис.3.2.1. Індикаторна крива ГРП, характерна для свердловин Чорного моря.

Розглядаючи типову картину на прикладі ГРП свердловин Чорного моря, бачимо, що в межах діапазону витрати ОА швидко зростає тиск до значення, достатнього для розкриття природних тріщин. Якщо бути точним, зміна тиску відбувається не лінійно, а по кривій (див. рис.6.2.1, поз.5). однак такі дані для побудови кривої звичайно відсутні, бо дослідження при витратах q0<200 м3/добу здійснюються лише в нагнітальних свердловинах, тому в діапазоні ОА зміну тиску вважають лінійною. В діапазоні витрати АВ тиск змінюється пропорційно витраті рідини. Можна вважати, що тут не відбувається розкриття нових тріщин, тільки розвивається вже існуючі. Тому при тиску в точці А закінчується процес розкриття природних тріщин у пласті.

При деяких ГРП (~ 35% усіх процесів) після досягшнення найбільшого тиску в точці В і тривалого (15…60 хв) нагнітання рідини з піском спостерігається повільне зниження тиску, а часом його різкий стрибок на 3…7 МПа. Перше можливе при очищенні стінок тріщин від забруднення або подальшого їх розвитку, друге – при утворенні нових тріщин. Після зниження тиску звичайно збільшують витрату рідини ( лінія СД ), аднак тиск уже не збільшується й значенння його в точці Д менше, ніж в точці В.

Для кожної свердловини, де проводиться ГРП, потрібно визначити: тиск на вибої Р0 з найменшою витратою рідини насосного агрегату q0, яка дорівнює 200…250 м3/добу, тиск на вибої РР4, що відповіда. Чотирикратному збільшенню коєфіцієнта приймальності свердловини, а також максимальний тиск на вибої РРm, досягнений при ГРП.

Для морського регіону

 РР4 = 1,15 Р0 (3.2.2)

 РРm = 1,22 Р0 (3.2.3)

звідки

 РРm = 1,06 Р0 (3.2.4)

Для визначення очікуваного тиску ГРП використовують також поняття вертикального градієнта тиску grad P, який є відношенням тиску Р0, РР4, РРm до глибини Н залягання пласта в даній свердловині у вигляді

 grad P = Р/Н (3.2.5)

Очікуваний тиск розриву в даній свердловині визначають шляхом нагнітання в пласти даної свердловини рідини з витратою близько 200…250 м3/добу, заміряють тиск Р0 і, використовуючи залежність (3.2.2) і (3.2.3), вираховують тиск при розриві.

(3.2.6)

Відомий точніший, але трудомісткіший спосіб визначення РР4, з урахуванням початкового коефіцієнта приймальності

і тангенсна кута tgb = DКпр/DР, кривих зміни коефіцієнта приймальності до осі тисків Кпр=f(Р), за умовноъ лінеаризації цієї залежності.

Типову картину зміни коефіцієнта приймальності від тиску наведено на рис.3.2.2.

точка А відповідає приймальності Кпр.0 при витраті q0 і тиску Р0;

точка В – при Р=РРmax;

точка D – при Кпр=Кпр.max

Рис.3.2.2 Зміна коефіцієнта приймальності свердловин під час ГРП.

Розрахункова формула має вигляд

(3.2.7)

при чому для умов Чорного моря за

 tgb = 13650 (10Р0)-1,235 (3.2.8)

Оріентація тріщин. З теорії ГРП відомо, що про вертикальність тріщин свідчать такі особливості перебігу процесу:

тиск розриву пласта менший від гірничого;

збільшення об’єму рідини, що нагнітається в пласт, супроводжується зниженням тиску;

пластовий тиск впливає на тиск розриву пласта.

Виявлено, що в свердловинах родовищ на Чорному морі під час ГРП звичайно тиск розриву дорівнює 0,7…0,8 від гірничого; тиск на гирлі свердловини після досягнення його максимального значення і при постійній найбільшій витраті рідини дуже часто знижується на 3…7 МПа; вплив пластового тиску на тиск ГРП оцінюється такими експерементальними залежностями:

gradP0=0,107+qradРпл, 3.2.9)

gradPР4=0,122+qradРпл, (3.2.10)

Таким чином, тріщини, що розкриваються під час ГРП у свердловинах Чорного моря, мають орієнтацію близьку до вертикальної.

Витрата рідини. Усі методи розрахунку потрібної витрати рідини під час ГРП базуються на лабораторних чи промислових експерементальних даних.

За G-D Ю.П.Желтова використовують аналітичні рішення, наведені для розрахунку розмірів тріщини. Водночас, додатково, за формулами Гірстма і Де Клерка, враховують витрати рідини в стінки тріщини. Це аналітично складний метод, який потребує застосування ПЕОМ.

Інший підхід полягає в окремому розрахунку витрати рідини, необхідної для перенесення піску по тріщині qтр, і витрати рідини для компенсації фільтраційних витрат рідини через її стінки. Отже, потрібна витрата рідини

 qmіn = qтр + qф (3.2.11)

(3.2.12)

Звідси

де qтр – витрата по тріщині, л/с; h i w - висота вертикальної тріщини та її ширина, см; m - в’язкість рідини-пісконосія, мПа × с.

Витрату рідини для компенсації кількості відфільтрованої рідини розраховують, використовуючи дані лабораторного експеременту. Визначають фільтрацію даної рідини через одиницю поверхні натурального зразка породи, що підлягає ГРП, а потім розраховують:

 qф = 4 hL qф1 (3.2.13)

де qф – витрата рідини для компенсації фільтраційних витрат, л/с; qф1 – фільтраційні витрати на одиницю поверхні з двох сторін тріщини, л/(с × см2); h i L- висота та довжина півтріщини, см.

Відомий також простий і надійний підхід для планування витрат рідини під час ГРП з достатньою точністю. Для цього використовують вже описаний спосіб дослідження окремої свердловини на приймальність.

Очікувану найменшу й найбільшу витрату рідини під час ГРП визначають з точністю до 20% за такими залежностями:

 qР4 = 4 Кпр(Рр4 -Рпл), (3.2.14)

 qm = Aq Кпр(1,06Рр4 -Рпл), (3.2.15)

де Аq=4…8. Зазначимо, що Аq=8 застосовують для рідин з в’язкістю, близькою до в’язкості пластової рідини, а Аq=4 для рідин з в’язкістю на два порядки більшою.

Тиск на гирлі свердловини визначають для заданих діаметра НКТ, глибини спуску, густини рідини і піску, концентрації піску в рідині, в’язкості рідини та її витрат.

Тиск на гирлі свердловини під час ГРП

 Рр.г=РРm-Pгс.т+Рвтр, (3.2.16)

де Рвтр – втрати тиску під час нагнітання рідини; Pгс.т - тиск гідростатичного стовпа рідини, який визначають з урахуванням густини рідини.

Маса закріплювача тріщин. Для свердловин глибиною до 3000 м, закріплювачем тріщин може бути кварцовий пісок, що відповідає ТУ 39-982-84. Звичайно застосовують пісок фракції 0,4…1,6 мм.

Розрахунок маси закріплювача (піску) доцільно здійснювати з урахуванням потрібної поверхні тріщини ГРП та питомого розподілу його на одиницю поверхні. Відомо, що прийнятні значення провідності тріщини ГРП спостерігається при питомій концентрації закріплювача mпс=0,5 кг/м2, яка відповідає розрідженому моношару. Концентрації більші від mпс=2,4 кг/м2 відповідають багатошаровому розміщенню закріплювача. На практиці ГРП рекомендується застосовувати до mпс=5…20 кг/м2.

Оптимальну півдовжину вертикальної тріщини визначають за залежністю, одержаною з обробки даних

 L=143 k-0,27, (3.2.17)

де L – півдовжина (одного крила) двобічної вертикальної тріщини, м;

 k- проникність породи, фм2 (1фм2=10-3 мкм2).

Поверхня двох півдовжин тріщини

 Sтр = 2 Lh, (3.2.18)

де L – визначається за формулою (3.2.17); h – звичайно дорівнює товщині пласта, що підлягає ГРП, м.

Питомий розподіл закріплювача (кг/м2) в тріщині можна розрахувати за емпіричними залежностями

 mпс= 4+40 (m-0,09) для m <= 0,11, (3.2.19)

де m = 0,07¸0,20 – пористість породи, частки одиниці.

Масу закріплювача (піску) (т), потрібну для закріплення тріщин, розрахуємо так:

 Mпс = Sтрmпс/1000. (3.2.20)

Як випливає з рівнянь (3.2.19) і (3.2.20), у міцних породах малої пористості кількість закріплювача (піску), необхідна для закріплення тріщин, значно менша, ніж у м’яких породах з великою пористістю.

Об’єм рідини для ГРП і концентація піску. Під час ГРП у свердловину послідовно нагнітають ньютонівську малов’язку рідину розриву пласта, буферну та рідину-пісконосій, що характеризується однаковими властивостями, які звичайно мають не тільки більшу в’язкість, але й часто неньютонівські властивості. Наприкінці запомповують малов’язку протискуючу рідину.

Об’єм малов’язкої рідини розриву звичайно Vр.р=20…30 м3.

Об’єм буферної рідини, яка знаходиться перед рідиною-пісконосієм, повинен забезпечити розкриття тріщин на ширину в 3…5 разів більшу, ніж діаметр закріплювача, а це 3…5 мм.

Наближено об’єм буферної рідини можна визначити так:

 Vб.р.=(0,1…0,3) Vр.п., (3.2.21)

Об’єм рідини пісконосія

 Vр.п.=103Мпс /Кпс, (3.2.22)

де Кпс – концентація піску в рідині-пісконосію, кг/м3.

Оптимальна концентрація піску в рідині-пісконосію залежить від швидкості падіння зернинок закріплювача u.

Залежність швидкості падіння піщинок діаметром 0,8 мм від в’язкості рідини за даними запишемо у вигляді

 u= 638m-0,73, (3.2.23)

де u – швидкість падіння, м/год; m - в’язкість мПа . с.

Концентацію піску (кг/м3) визначають за формулою

 Кпс =4000/u (3.2.24)

Об’єм протискуючої рідини (м3)

 Vп.р.=0,785 (Hтd2в.т+(H-Hт)D2в.к), (3.2.25)

де Hт – глибина спуску НКТ з пакером, м; H – глибина залягання пласта, що підлягає ГРП, м; dв.т і Dв.к – внутрішні діаметри НКТ і експлуатаційної колони, м.

(3.2.26)

Розміри тріщини ГРП. Залежність для розрахунку півдовжини одного

крила вертикальної двосторонньої тріщини рідиною, яка фільтрується, має такий вигляд

де L – півдовжина тріщини, см; Vр.п - об’єм рідини-пісконосія, см3; qm – витрата рідини під час закріплення тріщин (qР4 , qm), см3/с; m - в’язкість рідини мПа . с; h- товщина пласта, см; m- пористість породи, частка одиниці; k- проникність породи, см2.

 рб=( DРс+DР0)/2 (3.2.27)

де рб – бічний гірничий тиск, Па; DРс =Рpm-Pпл. і DР0 =Р0 -Pпл .

(3.2.28)

Бічний гірничий тиск оцінюють також за формулою

де рб – теоретичний бічний гірничий тиск, МПа; n- коефіцієнт Пуассона, звичайно n=0,25; H- глибина пласта в свердловині, м; rп – густина породи, кг/м3; g=9,8 м/с2.

Вважають, що утворення тріщини можливе, якщо перепад між тиском у свердловині та пластовим тиском був більшим, ніж бічний гірничий тиск DРс> рб.

Якщо в’язкість рідини-пісконосія близька до в’язкості пластової рідини, то для одержання прийнятних розмірів тріщини у чисельник формули (3.2.26) вводимо коефіцієнт умовного збільшення в’язкості, прийнявши

m = 4m. (3.2.29)

Ширину тріщини розраховують за формулою

де n– коефіцієнт Пуасона для гірських порід (n=0,25); w - ширина тріщини, см; Е – модуль Юнга для гірських порід (Е »104 Мпа).

Кількість насосних агрегатів для ГРП визначають, виходячи з відомих Рр.г, qm, характеристики одного агрегата Ра1, qа1 і технічного стану агрегатів Ка1» 0,5…0,9:

Тривалість проведення ГРП наближено оцінюють за такою залежністю:

 t=1440(Vp.p+Vб.р.+Vр.п+Vпр)/qm (3.2.32)

(3.2.33)

Технологічну ефективність ГРП з вертикальною тріщиною у вигляді кратності росту дебіту після ГРП оцінюють за І.В.Кривоносовим з умови припливу до свердловини з радіусом горизонтальної тріщини, еквівалентним частині її півдовжини L, Rтр=0,25L:

де Qгр і Q0 – відповідно дебіти після і до ГРП; Rк – радіус контура живлення, rс- радіус свердловини.

Якщо свердловина має забруднену привибійну зону, приймаємо за rс приведений радіус свердловини rс = rпр.

3.3 Розрахунок ГРП

Таблиця 3.3.1. Вихідні дані для розрахунку ГРП

При ГРП застосовують такі рідини: рідина розриву та протискуюча рідина – водний розчин 0,2% неонолу густиною rр.р.=1000 кг/м3; буферна рідина і пісконосій – водний 0,4% розчин ПАА в’язкістю mр.п.=40 мПа с, густиною rр.п.=1000 кг/м3.

I.Розрахуєм тиск та витрату рідини під час ГРП.

1.                
Визначимо середню глибину інтервалу перфорації:

2.                
Розрахуємо тиск на вибої Ро під час випробування свердловини на приймальність з тиском на гирлі Рог. Оскільки для цього застосовують малов’язку рідину з невеликою витратою qo=250 м3/добу то гідравлічні витрати незначні приблизно в 89 мм НКТ.

Отже витрати приблизно дорівнюють 0,006+0,00023=0,01 Мпа/100м.

Отже тиск на вибої:

3.Знайдемо початковий коефіцієнт приймальності свердловини для відомих значень qо і Ро.

4. Розрахуємо очікуваний тиск на вибої під час ГРП при чотирикратному рості приймальності за формулою (3.2.7). Для цього спочатку розрахуємо tgb за формулою (3.2.8) значення

Очікуваний максимальний тиск під час ГРП

Ррм =1,06 . Рр4 = 1,06 . 47,034 = 49,86 МПа

5. Визначимо очікувану максимальну витрату рідини для ГРП за формулою (3.2.15), прийнявши Аq=6,7 для рідини в’язкістю mр.п = 40 мПа . с

6.Розрахуємо тиск на гирлі свердловини (на насосних агрегатах) під час нагнітання в пласт рідини розриву за рівнянням (3.2.16)

Рр.г. = Рр.m + Ргс.т. + Рвтр.

7.Гідравлічні втрати складаються з втрат у 89 міліметрових трубах і втрат у 168 міліметровій колоні. Розрахуємо їх для турболентного режиму в трубах

і в обсадній колоні:

Отже гідравлічні витрати:

Рвтр.=Рвтр.т.+Рвтр.к=8,92+0 = 8,92 Мпа

Таким чином, за формулою (3.2.16)

Рр.р.г = 49,86 – 18,34 + 8,92 = 40,44 МПа

9. Визначимо тиск під час нагнітання в пласт буферної рідини. Для цього спочатку розрахуємо гідравлічні втрати в НКТ і в колоні за такими ж формулами, що й під час нагнітання рідини розриву. Аналізуючи розрахунки п.7 бачимо, що гідровитрати під час нагнітання в’язкої рідини з mб.р = 40 мПа× с і rб.р = 1000 кг/м3 будуть більші ніж при нагнітанні води:

(mб.р)0,25 = 400,25 =2,515.

Отже, витрати в НКТ будуть збільшені в 2,515 разів, а саме:

Рвтр.т = 0,477 . 18,7 . 2,515 = 22,43 МПа;

 Рвтр.к = 0 . 2,515 = 0 МПа;

 Рвтр = 22,43 +0=22,43 МПа.

Очікуваний тиск на гирлі під час нагнітання буферної рідини

Рб.р.г = 49,86 – 18,34 + 22,43 = 53,95 МПа.

10. Тиск під час нагнітання рідини-пісконосія визначаємо з урахуванням впливу піску на гідравлічні витрати.

Для цього вирахуємо густину та умовну в’язкість суміші рідини з піском.

Густина суміші

де Спс =90 кг/м3 – концентрація піску в рідині;

 rб.р. – густина буферної рідини і рідини пісконосія, кг/м3.

Отже,

Умовна в’язкість суміші

mсм.= m б.р е (3,18 . 0,034) = 40 е (3,18 . 0,034)=44,6 мПа . с.

Визначимо множник збільшення гідровитрат

(mсм)0,25 = (44,6)0,25=2,584.

Отже, втрати тиску в трубах і колоні

Рвтр.=0,477. 18,7 . 2,584 + 0 . 2,584=23,05 МПа.

Очікуваний тиск на агрегатах під час закріплення тріщин піском:

Рр.н.г = 49,86 – 18,34 + 23,05 = 54,57 МПа.

Таким чином, порівнюючи максимальні очікувані тиски на всіх етапах ГРП, бачимо, що вони менші від практично можливих для застосовуваних насосних агрегатів УН1-630х70А (4АН-700) тисків на 60 МПа. Тому ГРП у свердловині наявними технічними засобами – можливий.

II. Розрахуєм об’єм рідини для ГРП і масу закріплювача тріщин (піску).

1.Визначимо потрібну півдовжину вертикальної тріщини, яка має забезпечити оптимальний приріст дебіту за формулою (3.2.17)

L=143 k-0,27 = 143 . 3-0,27 = 106 м.

2.Поверхня фільтрації двох півдовжин тріщини за (3.2.18)

Sтр = 2 Lh=2 .106 .14 = 2968 м2.

3.Потрібний питомий розподіл закріплювача в тріщині за (3.2.19)

mпс= 10+100 (0,16-0,11)=15 кг/м3 .

4.Маса піску, необхідна для закріплення тріщини, згідно з (3.2.20)

Mпс = 2968 . 15/1000 = 44,52 т.

5.Об’єм рідини розриву розраховуємо відповідно до потреби дослідження на приймальність зі зростаючою витратою рідини і початковим розкриттям тріщин. Звичайно Vр.р = 20…30 м3 малов’язкої рідини.

6. Об’єм рідини-пісконосія визначаємо, виходячи з потрібної маси піску і допустимої його концентрації.

За рівнянням (3.2.23) і (3.2.24) рекомендована концентрація піску

Кпс =4000/638m-0,73= 6,27 mр.н.-0,73

Для mр.н = mб.р.= 40 мПа . с знайдемо

Кпс =6,27 .14,77=92,6 кг/м3

Приймемо допустиму концентрацію піску Кпс =90 кг/м3.

Об’єм рідини-пісконосія визначаємо за залежністю (3.2.22)

Vр.п.=103.44,52 /92,6=480,78 м3

7. Об’єм буферної рідини знаходимо за умовою

Vб.р.=0,3 Vр.п.=0,3. 480,78 = 144,23 м3

8. Об’єм протискуючої рідини розрахуємо за формулою (3.2.25)

Vп.р.=0,785 (1870 . 0,0762+(1840-1870)0,1682)=0,785 . 9,95=7,814м3

Таким чином, під час ГРП у свердловину буде запомповано послідовно рідини розриву – 30м3, буферної рідини – 144,23 м3 , рідини-пісконосія 480,78 м3, протискуючої рідини – 7,814 м3, піску – 44,52 т.

III. Розрахуємо розміри тріщини які утворюються під час ГРП.

Додаткові дані: коефіцієнт Пуассона для порід n=0,25, а молуль Юнга Е=104МПа. Густина порід rп=2600 кг/м3.

Попередньо обчислюємо бічний гірничий тиск за залежністю (3.2.27):

рб=( DРс+DР0)/2

Знайдемо DР0 – перепад тиску між свердловиною і пластом, напочатку розкриття тріщин, який дорівнює репресії на пласт на вісрі тріщини в глибині пласта

DР0=Р0 -Рпл=38,513-25,1=13,413 МПа.

Перепад тиску між DРс вибоєм свердловини і пластом під час ГРП

DРс=РРm -Рпл=49,86-25,1=24,76 МПа.

Отже,

Рб=(24,76+13,413)/2=19,09 МПа.

Для ідеально пружних порід з теоретичних міркувань бічний гірничий тиск можна вирахувати за формулою (3.2.28)

З визначених двох значень беремо більше, або Рб=19,09 МПа

Розрахуємо півдовжину тріщини, що утворюється під час нагнітання рідини розриву за таких умов: Vр.р=30 м3=30 . 106 см3, q=3100 м3/добу=35879,6 см3/с, mp.p=1мПа . с=0,001 Па . с, h=14 м = 1400 см, h2=1,96 . 106 см2, m=0,16, k=0,003 .108 см2, mум = 4m = 0,004 мПа . с.

Підставивши у формулу(3.2.26), знайдемо

Ширина такої тріщини за (3.2.30) становить

Очевидно, тріщини такої ширини практично неможливо закріпити піском. Для збільшення розмірів тріщини нагнітаємо в’язку буферну рідину без піску за умовами і розрахунками попередніх розрахунків, тобто Vб.р.=144,23 м3=144,23 . 106 см3.

Півдовжина тріщини, що утвороюється під час нагнітання в’язкої буферної рідини,

Ширина тріщини

Таким чином, після нагнітання буферної рідини тріщина розкрита достатньо широко і розвинута глибоко.

Розрахуємо розміри тріщини, яка утвориться після надходження в пласт вслід за буферною рідиною рідини-пісконосія.

Додаткові вхідні дані:

V=Vб.р+Vр.п =144,23 + 480,78 = 625,01 м3=625,01 . 106 см3.

Півдовжина тріщини

Ширина тріщини

Ширина тріщини, очевидно, в декілька разів завищена. Оцінимо об’єм тріщини та порівняємо його з об’ємом закріплювача в кількості 44,52 т. Врахуємо, що питомий об’єм піску в тріщині дорівнює 1,6 м3/т. Об’єм піску, використаного під час ГРП,

Vпс = Мпс /1,6 = 44,52/1,6 = 27,825 м3.

Oб’єм тріщини

Vтр = Sтр. wр.н.= 2Lр.пhwр.п = 2 . 50,62 . 14 . 0,024=34,02 м3

Таким чином, об’єм тріщин, що розкриваються, може вмістити значно більше піску, ніж запомповано з рідиною-пісконосієм.

Щоб заповнити утворений об’єм тріщини нам потрібно збільшити масу піску. Необхідна маса піску буде:

Мпс= Vтр . 1,6=34,02 .1,6 » 54,43 т.

Визначим тривалість проведення ГРП без підготовчо-завершальних робіт за формулою (3.2.32)

 t=1440 (30+144,23+480,78+10,42 )/3100 = 309 хв = 5,15 год.

Технологічну ефективність ГРП оцінимо за І.В. Кривоносовим за формулою (3.2.33)

Отже, дебіт після ГРП зросте на 1,74 і буде становити

Qгрп = Qo . 1,74 = 20 . 1,74 = 34,8 тис. м3/ добу.

Кількість насосних агрегатів розрахуємо за формулою (3.2.31)

Отже нам потрібно 5 насосних агрегатів УН-630х700А (4АН-700).

Для проведення процесу ГРП потрібно забезпечити на свердловині наявність слідуючої спецтехніки (Табл.3.3.2)

Таблиця 3.3.2

4. Забезпечення життєдіяльності і охорона навколишнього середовища

4.1 Основні проблеми забезпечення життєдіяльності і їх комплексна

оцінка на даному родовищі

Охорона праці на морській стаціонарній платформі включає в себе такі положення:

- загальні вимоги;

- евакуація персоналу;

- індивідуальні і колективні рятувальні засоби;

- протипожежний захист.

Загальні вимоги:

- на МСП в виробничих приміщеннях на видимих місцях розміщені схеми розташування трубопроводів і запірного обладнання на експлуатаційних комунікаціях;

- після шторму обслуговуючий персонал, який назначений начальником, майстром МСП, обстежує стан обладнання, стояків, посадочних площадок тощо. Результати огляду зафіксовують в журналі технічного стану обладнання і приймають міри по усуненню виявлених порушень;

- для паління на МСП відведені спеціально облаштовані для цього місця в житловому блоці;

- у випадку газопрояву або відкритого фонтанування на любій свердловині МСП всі вогненебезпечні роботи повинні бути припинені;

- у нічний час при сильному штормі і тумані на МСП необхідно включити сигнальні вогні безпеки навігації;

- кожний робітник МСП в обов’язковому порядку має получити від керівництва книжку і службовий номер, в якій вказані сигнали тревог і його обов’язки при тревозі;

- всі робітники МСП повинні бути навчені:

а) плаванню;

б) вмінням надавати першу допомогу;

в) правилам поводження з рятувальними засобами;

г) практичним діям по сигналам тревог;

- персонал МСП повинен знати місце і дії по сигналам тревоги, а також місця розташування рятувальних засобів, вміти користуватися колективними та індивідуальними рятувальними засобами.

Евакуація персоналу МСП включає:

- робочі площадки і приміщення на МСП мають не менше двох евакуаційних виходів (основний і аварійний);

- двері на шляхах евакуації не повинні мати заторів і повинні відкриватися в сторону руху по шляху евакуації;

- шляхи евакуації, місця розміщення колективних рятувальних засобів, включаючи обладнання для спуску на воду, а також поверхня моря в місці спуску в нічний час мають бути забезпечені освітленням;

- шляхи евакуації вказані стрілками. Персонал МСП розписаний по рятувальним шлюпкам і плотам;

- персонал МСП необхідно попередньо проінструктувати і практично навчити заходам, які необхідні при евакуації з платформи. Команду “евакуація” подає начальник МСП або людина, що його замінює. Він же попереджує чергові кораблі і вертольоти, а при необхідності посилає “Міжнародний сигнал біди” (S.O.S). Начальник платформи, майстер, радіст залишають МСП останніми.

Індивідуальні і колективні засоби включають:

- рятувальні круги, встановлені по одному кругу через 20 м по периметру огородження;

- рятувальні жилети для кожного з робітників;

- рятувальні плоти і мотобот.

Протипожежний захист включає:

- автоматична і ручна пожежна сигналізація;

- первинні знаряддя пожежотушіння (які повинні бути в справному стані), що розміщені в легкодоступних місцях;

- приміщення для зберігання засобів пожежотушіння;

-         три комплекта тепловідбиваючих костюмів, які зберігаються в спеціально відведених місцях.

Забезпечення безпеки технологічних процесів при проведенні ГРП Гідравлічний розрив пласта (ГРП) являє собою один з найбільш ефективних способів дії на привибійну зону сердловин. Специфічною особливістю ГРП є застосування обладнання, працюючого під високим тиском.

Для закачування в свердловину рідини під високим тиском використовують насосні агрегати (4АН-700, 5АН-700, АзИНМАШ-30А та ін.).

Важливою умовою безпеки при використанні насосних агрегатів є встановлення на насосах заводських тарированих запобігаючих пристроїв і манометрів.

При обслуговуванні піскозмішувальних агрегатів виникає небезпека падіння в бункер при відсутності сіток на них, а також падіння з висоти при поломці майданчиків і дробин з перилами для підйому на бункер. Гирло свердловини при ГРП обладнують спеціальною арматурою.

Для заміру і регістрації тиску при ГРП до арматури мають бути приєднані показуючий і реєструючий манометри, винесені за допомогою імпульсних трубок на безпечну відстань.

Велике значення мають також підготовчі міроприємства. Територія біля свердловини має бути очищена і по можливості вирівнена. Всі предмети, які заважають розміщенню обладнання і прокладці трубопроводів, мають бути забрані, а під’їздні шляхи до свердловини приведені до порядку.

Перед проведенням роботи необхідно перевірити справність обладнання, запобіаючих пристроїв та всіх пристроїв за технікою безпеки.

Обладнання і нагнітальні лінії після їх монтажа на свердловині опресовують на півторакратний тиск від очікуваємого максимального при гідророзриві пласта.

Перед початком робіт по ГРП, так як і перед опресовкою обладнання, всі люди мають бути видалені від гирла свердловини на небезпечну відстань.

Для забезпечення безпеки робіт, установки для ГРП повинні бути розміщені на відстані не менше 10м від гирла свердловини с таким розрахунком щоби кабіни установок не були звернені до гирла свердловини. Відстань між установками повинна бути не менше 1м.

Для захисту людей від шуму застосовують антифони і заглушки

Пожежна безпека

При проведенні гідророзриву пласта виникає пожежна небезпека, пов’язана з застосуванням в якості рідини розриву в’язкої нафти, мазутних сумішей та ін. В зв’язку з цим особливу увагу потрібно звернути на те, щоби над місцем встановлення насосних і піскозмішуючих установок, автоцистерн і ємностей для нафти, а також напірних ліній не проходили силові або освітлюючі повітряні електролінії. Вихлопні труби установок та решта машин, які застосовуються при ГРП, повинні бути обладнані глушником з іскрогасником. На кожній установці і автоцистерні повинні бути вогнегасники.

Для запобігання вибухів і пожеж, підігрівати напірні лінії і пристрої потрібно паром або гарячою водою.

Пожежонебезпечні властивості речовин, які застосовуються при бурінні.

Таблиця 4.1 Пожежонебезпечні властивості речовин

При гасінні пожежі велике значення має правидбне водопостачання, якє треба здійснювати одночасно з будівництвом та підготовкою площадки бурової установки для проведення бурових робіт.

Джерелами спалаху можуть бути механічні та електричні іскри, нагріті поверхні, а також причинами пожежі можуть бути:

-         порушення технологічних процесів;

-         порушення протипожежного режиму;

-         відхід від вимог нормативних документів.

Таблиця 4.2 Первинні засоби пожежогасіння

Для гасіння пожеж в якості вогнегасних засобів використовують воду у вигляді компактних струменів пари, або в розпиленому вигляді, інертні гази (азот, піни), порошки, пісок та інші.

4.2 Екологічна оцінка основних забруднювачів моря і розробка заходів

з їх профілактики

Проектуючи МСП та інші об’єкти родовища, належить розробляти цілий комплекс заходів для уникнення нанесення шкоди навколишньому середовищу при їх будівництві та експлуатації.

Маючи це на меті, треба забезпечити:

- природну екологічну рівновагу;

- охорону рибних запасів;

- герметизацію систем збору, підготовки і транспортування продукції свердловин;

- нейтралізування небезпечних властивостей газових викидів;

Технологічні комплекси мають бути спроектовані так, щоб обладнання, встановлене на МСП для захисту навколишнього середовища, забезпечувало:

- збирання, очищення і спалювання продукції свердловин, що отримується в процесі освоєння;

- очищення господарсько-фекальних стоків;

- збирання і вивезення на берегові очисні споруди господарсько-побутових стічних вод;

- збирання і відкачка на очисні споруди виробничо-дощових і стічних вод;

- збирання у контейнери сміття, хімічно відпрацьованого глинистого розчину, шламу;

- спалювання газу, збирання і відкачування рідини при операціях, що мають за мету відновлення пропускної здатності підводних трубопроводів при розрядженнях свердловин і обладнання та при аварійних викідах газу.

В процесі облаштування, розбурення і експлуатації родовищ необхідно здійснювати комплекс заходів з охорони надр і довкілля.

Охорона повітряного басейну включає в себе забезпечення герметизованої системи збору, підготовки і транспортування газу і газового конденсату, що досягається за допомогою герметизованого блочно-комплексного обладнання і регулюючої апаратури для попередження неконтрольованих викидів в атмосферу.

Охорона водних ресурсів, а також раціональне їх використання передбачає такі заходи:

- забезпечення збору, переробки і захоронення технологічних відходів процесу буріння свердловин шляхом використання закритих систем циркуляції бурового розчину;

- забезпечення збору, утилізації або захоронення робочих рідин, які використовувались в процесах поточного і капітального ремонту свердловин;

- забезпечення високої надійності морських і наземних трубопроводів для збору, транспорту газконденсату і газу;

- забезпечення надійного захоронення стічних вод в поглинаючі горизонти по закритій системі.

Охорона надр при розбурюванні і розробці родовища включає:

- недопущення відкритого фонтанування і викиду, обвалу стовбура свердловини;

- забезпечення якісного розкриття продуктивного горизонту і подальшого освоєння свердловин;

- проведення необхідного комплексу геофізичних та інших методів дослідження;

- забезпечення якісного розмежування пластів, герметичності колон, захищених від корозії;

- дотримання режимів роботи експлуатаційних і нагнітальних свердловин;

- проведення передбачуваних комплексів досліджень свердловин для контролю за розробкою родовища і станом свердловин;

- забезпеченя своєчасного проведення ремонтно-ізоляційних робіт.

Разом з газом на поверхню піднімається значна кількість мінералізованої пластової води, яка в подальшому відокремлюється і становить основну частку стічних вод.

Стічні води характеризуються високою мінералізацією, лужністю, наявністю механічних та органічних домішок. Тому їх надмірне нагромадження на промислах та скидання у природні водоймища загрожує значним порушенням екологічної рівноваги, викликає необхідність утилізації. Водночас розробка більшості родовищ вимагає підтримання пластового тиску, а саме як робочий агент для цього доцільно використовувати стічні води. При закачуванні їх зберігається проникність продуктивних колекторів, які вміщують глинисті частинки та алевроліти.

В зв`язку з великим об`ємом сильно мінералізованої води для запобігання забруднення поверхневого шару вода по системі трубопроводів подається в водоприймальні свердловини Штормового родовища.

В результаті проведення інтенсифікаційних робіт рідини, що залишились також утилізуються шляхом закачки їх в приймальну свердловину.

5. Техніко-економічне обгрунтування

5.1 Техніко-економічна ефективність освоєння родовища

Організація робіт при проведенні ГРП

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) – один з основних методів дії на привибійну зону.

Суть ГРП полягає у створенні нових або розширенні існуючих тріщин у пласті шляхом закачки рідини в свердловину під високим тиском і подальшому закріпленні їх розклинюючим високопроникним матеріалом (піском).

Підготовчі роботи і сам процес ГРП містить такі операції:

-         промивають свердловину;

-         спускають у свердловину високоміцні НКТ з пакером і якорем на нижньому кінці;

-         об’язку виконують за схемою (див.графічний матеріал);

-         проводиться опресовка всього обладнання, що працює під тиском на півторакратний очикуваємий тиск;

-         визначають приймальність свердловини закачуванням рідини;

-         закачують по НКТ у пласт рідину-розриву, рідину-пісконосій і протискуючу рідину (властиво гідророзрив);

-         демонтують обладнання;

-         пускають свердловину в роботу.

Кошторис проведення робіт. Згідно з планом на проведення гідророзриву пласта на родовищі Штормове складаємо наступний кошторис (табл. 5.2.1), за допомогою якого визначаємо вартість проведення процесу.

З досвіду проведення гідророзриву пласта на родовищах континентального шельфу Чорного і Азовського морів, які розробляються “Чорноморнафтогазом”, тривалість проведення процесу разом з підготовчими роботами складає 3 доби.

Тривалість використання вертольоту МІ-8 - 0.7 години. Послуги флоту не залежать від об’єму вантажу, що перевозиться - оплачується в цьому випадку рейс обслуговуючого судна і його рейд на час проведення робіт для своєчасної евакуації робітників при виникненні аварійної ситуації.

Таблиця 5.1 Вартість проведення робіт

Розрахунок річної економічної ефективності

Розрахунок економічної ефективності процесу ГРП проводимо з умови збільшення дебіту свердловини. Знаходимо дебіт газу після проведення ГРП

де Q0 – дебіт до проведення ГРП;

j - коефіцієнт технологічної ефективності.

Тоді

Виходячи з цього визначимо дебіт свердловини після ГРП

QГРП = 1,74 . 20,17 = 35,0958 тис. м3/добу

Розрахуємо додатково видобутий об’єм газу:

де kп – коефіцієнт, що враховує падіння дебіту, kп = 0,5.

Визначимо економічну ефективність від проведення ГРП:

де Ц, СГ – відповідно ціна і собівартість газу, грн;

Z – вартість проведення ГРП, грн. (згідно кошториса).

Ціна газу і собівартість видобутку газу взяті за даними по ДАТ “Чорноморнафтогаз” на 15.03.2000 року і складають:

Ц = 81 $/тис.м3 - ціна газу;

Сг = 51 % від ціни газу, тобто Сг = 41,31 $/тис.м3

Таке велике значення собівартості видобутку газу (в десятки разів більше ніж на суші) пов`язане з тим, що в собівартість входять витрати підприемства на розвідку нових структур сейсмічними дослідженнями і розвідувальним бурінням, придбання нових СПБУ, облаштування родовищ в період дослідно-промислової експлуатації ( встановлення МСП або БК, будівництво підводних трубопроводів, регламентовані і поточні ремонти гідротехнічних споруд і свердловинного обладнання ), зарплата робітників тощо.

При курсі долара 1$ = 5,42 грн, ціна газу Ц = 439,02 грн/тис.м3, а собівартість Сг = 223,9 грн/тис.м3.

Тоді річний економічний ефект складае:

 тис.грн.

З приведених вище розрахунків видно, що прибуток від реалізації додаткового видобутого об`єму газу перевищуе витрати на проведення процесу. Отримане значення економічного ефекту говорить про доцільність проведення інтенсифікації припливу газу шляхом гідророзриву пласта на пізній стадії розробки родовищ.

Висновки

В курсовому проекті розглянуто питання проектування технології експлуатації свердловин на родовищі Штормове.

З кожним роком іде поступове зменшення темпів відбору газу і конденсату. Це пов`язано з погіршеним станом привибійних зон свердловин, які забруднені як породою і конденсатом, так і фільтратом рідин, що застосовуються при проведенні підземних ремонтів; на вибоях свердловин спостерігаються скупчення пластової води і конденсату. Дуже часто трапляються прихоплення колони ліфтових труб піщаними пробками, тобто режим експлуатації свердловин обраний не завжди вірно, значення депресії на пласт перевищуе межу руйнування порід, а недостатньо велика швидкість підйому флюїду на поверхню сприяє осіданню піска на вибої.

Свердловини потребують проведення процесів інтенсифікації припливу (СКО, ГРП, водоізоляційні роботи, роботи по вилученню рідинних пробок) для збільшення коефіцієнту кінцевого газовилучення, так як розробка морських родовищ обмежена строком служби платформи, тому для умов Штормового родовища запроектовано гідророзрив пласта (ГРП).

При розрахунку річного економічного ефекту прораховані вартість процесу і прибуток від реалізації додатково видобутих об’ємів газу. Середня вартість процесу складає 40 тис.грн, що набагато перевищує вартість проведення цих робіт на суші, позаяк розташування родовища на морі накладає багато додаткових витрат: витрати на гелікоптер, витрати на флот для перевезення реагентів і інш. Як видно з розрахунків додаткового дебіту, річна економічна ефективність складає 545,97 тис.грн.

Видно, що прибуток від реалізації додаткового видобутого об`єму газу перевищуе витрати на проведення процесу ГРП. Отримане значення економічного ефекту говорить про доцільність проведення інтенсифікації припливу газу за допомогою процесу ГРП.

В роботі приведені розрахунки опорного блоку морської стаціонарної платформи при дії навантажень від вітру і хвилі. Розглянуті дві схеми збору, підготовки і транспортування газу і конденсату до Глібовськоко СПСГ і вибрана друга схема ( попередня підготовка проводиться на МСП, по одному трубопроводу газоконденсатна суміш поступає на Глібовку де проходить комплексна підготовка газу і конденсату ). Розглянуті заходи по охороні праці і довкілля при проведенні ГРП, розрахований запобіжний клапан сепаратору для попередження підвищення тиску в нагнітальній лінії.

Перелік використаної літератури

1. Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження сведловин.- Львів: Оріяна-Нова, 1994

2. Довідник з нафтогазової справи./ За заг. ред. В.С. Бойка, Р.М. Кондрата, Р.С. Яремійчука. - К.: Львів, 1996.

3. Бойко В.С. Розробка нафтових і газових родовищ. Львів, 1999р.

4. Амиян В.А., Васильева Н.П. Добыча газа. М., Недра, 1974г.

Размещено на

Страницы: 1, 2