Анализ эффективности применения ГРП на 'Майском' месторождении

Анализ эффективности применения ГРП на 'Майском' месторождении

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

Томский политехнический техникум

(ФГОУ СПО ТПТ)

Анализ эффективности применения ГРП на «Майском» месторождении

2012 г.

1. Характеристика объекта

.1 Краткая характеристика предприятия

Energy осуществляет свою деятельность через три дочерних предприятия, расположенных в Томске: «Альянснефтегаз», «Сибинтернефть» и «Норд Империал». Imperial владеет 14 лицензиями и занимает второе место после «Томскнефти» по площади лицензионных участков.Energy принадлежит 7 лицензионных участков (69, 70, 74, 77, 80, 85 и 86). Лицензионные участки принадлежат компании на правах 100% собственника, за исключением участка 74, где доля собственности составляет 47.5%. Общая площадь лицензионных участков Imperial Energy в Томской области составляет 16,800 квадратных километров.Energy обладает собственной инфраструктурой, которая включает в себя сеть трубопроводов протяженностью 360 км, станциями подготовки нефти (на месторождениях «Снежное», «Майское», «Киев-Еганское»), пунктами хранения и сдачи продукции «Лугинецкое» и «Завьялово», которые обеспечивают прямой доступ в систему трубопроводов компании «Транснефть».

ООО «Норд Империал» принадлежит 3 лицензии на разедку и добычу углеводородов на территории 3 лицензионных участков (№ 69, 77 и 80), площадью около 7 500 км². С 2007 года «Норд Империал» ведет добычу нефти на двух месторождениях, расположенных в пределах этих участков:

Месторождения «Двойное» и «Снежное» относятся к лицензионному участку 77 и располагаются к югу от реки Обь. На территории месторождения «Снежное» расположен пункт подготовки нефти и 49 километровый трубопровод до пункта сдачи продукции «Завьялово»;

Месторождения «Фестивальное», «Центрально-Фестивальное» и «Северн-Фестивальное» относятся к лицензионному участку 69. На территории месторождения «Фестивальное» расположен пункт подготовки нефти. Трубопровод до пункта сдачи продукции «Завьялово» проходит от месторождения «Фестивальное» через месторождение «Северо-Фестивальное».Energy реализует трехуровневую стратегию:

Наращивание ресурсной базы путем проведения успешной геологоразведки на обширных лицензионных участках и нефтедобыча на вновь открытых месторождениях;

Увеличение производительности на месторождениях за счет использования современных технологий;

Вывод нефтяной продукции на рынок с помощью созданной инфраструктуры и собственной сети нефтепроводов.

.2 Краткая характеристика месторождения

Территория месторождения “Двойное” представляет собой плоскую, заболоченную, покрытую смешанным лесом равнину. Абсолютные отметки высот варьируются от 82 м в северо-восточной части до 54,5 м. в юго-западной части месторождения. Относительные превышения - 25,9 м.

Залесённость площади составляет 99%, из них 24% - заболоченный лес. Лес представлен лиственными (береза, осина) и хвойными (ель, сосна, пихта, кедр) породами.

Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена рекой Чижапка. Река имеет крутые, обрывистые берега, заросшие густым кустарником. Болота занимают примерно 40 % территории участка.

Климат резко континентальный с суровой, длительной зимой и коротким жарким летом. Среднесуточная температура зимой от -15°С до -40°С, летом - до +35°С. Снежный покров достигает 1 - 1,5 м. Озера, реки и болота промерзают во второй половине декабря. Реки вскрываются в первой половине мая.

Через месторождение не проходят дороги, за исключением дороги от месторождения до берега реки. Сообщение осуществляется по воздуху, и по реке Чижапка: зимой - по зимнику, летом при помощи водного транспорта (баржи, лодки), судоходной в течение всего летнего периода, и по зимним дорогам. Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода и рядом идущего газопровода примерно 80 км. Вдоль трубопроводов проходит линия электропередачи.

месторождение нефтегазопроводность пропант пласт

2. Геологическая часть

.1 Стратиграфия

В геологическом строении Двойного месторождения принимают участие терригенно-осадочные отложения фундамента доюрского и мезозойско-кайнозойского чехла. Продуктивные пласты на Двойном месторождении находятся в юрской системе в тюменской и наунакской свитах.

.2 Юрская система Y

Отложения юрской системы со стратиграфическим несогласием залегают на складчатом фундаменте и представлены тремя отделами: нижним и средним (тюменская свита) и верхним (наунакская, георгиевская и баженовская свиты).

.3 Тюменская свита Y1 tm

Породы тюменской свиты (нижняя + средняя юра) формировались, преимущественно, в континентальных условиях, меньше - в прибрежно-морских, а, возможно, в обширных опресненных водоемах и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов (речные и озерно-болотные осадки со значительной фациальной и литологической изменчивостью в горизонтальном направлении и вертикальном разрезе). Толща характеризуется обилием углефицированных растительных остатков и пропластками углей. Выделяются группы песчаных пластов Ю16 - Ю2.

Песчаники серые и светло-серые, массивные, плотные, полимиктовые, крупно- и мелко-среднезернистые, плохо отсортированные. Алевролиты светло-коричневые, плотные, массивные с горизонтальной слоистостью. Аргиллиты серые и темно-серые, алевритистые, часто углистые.

Мощность тюменской свиты составляет 107-298 м.

.4 Наунакская свита Y1 nuk

Наунакская (васюганская) свита (келловейский и оксфордский ярусы верхней юры) согласно залегает на породах тюменской свиты. Исследуемый район находится в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую. Вскрытые скважинами разрезы свидетельствуют о полифациальности условий осадконакопления - от прибрежно-морских (в незначительном объеме), до прибрежно-континентальных и континентальных.

Песчаники серые и темно - серые, крепкосцементированные, мелко- и среднезернистые, с включениями зерен пирита, намывами углистого материала и раковин. Алевролиты желтовато-серые, глинистые, с горизонтальной и линзовидной слоистостью.

Аргиллиты буровато-серые, темно-серые, углистые.

.5 Тектоника

Двойное месторождение нефти в современном тектоническом плане расположено в пределах крупного структурного носа, осложняющего крайнюю северо-западную периклиналь Парабельского мегавала.

По основному отражающему горизонту Па (подошва баженовской свиты) Снежное поднятие оконтурено изогипсой -2360 м и представляет собой узкую антиклинальную (скорее валообразную) складку небольших размеров (18x4 км) северо-восточного простирания. За счет имеющего место в центральной части структуры пережима северо-восточная, и юго-западная части структуры осложнены небольшими вершинами с амплитудами 40 и 25 метров соответственно. В южной части структуры через небольшой пережим примыкает отдельное малоамплитудное (30 м) поднятие размером 3x2 км.

Рисунок 1 Тектоническая карта района работ

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

 газонефтяные (нефтегазовые) месторождения

 основные структуры Ш порядка

 контуры положительных структур II порядка

 контуры положительных структур I порядка

 контуры отрицательных структур I порядка

 промежуточные структуры

.6 Нефтегазоводоностность

Установлено, что пласты в верхней части юрских отложений Двойного нефтяного месторождения нефтегазонасыщены и их незначительные притоки объясняются плохими коллекторскими свойствами пород, слагающих их. Пределы коллектора следующие: коэффициент пористости равен 0,101; проницаемость - 0,56 мД.

В целом по залежи пласта Ю12 по промыслово-геофизическим данным коллектора характеризуются следующими средними значениями параметров: пористость - 13,9%, нефтенасыщенность - 60,6%, проницаемость - 2,4мД.

Пласты Ю11 и Ю12 содержат признаки нефтенасыщения в керне и сложены мелкозернистыми, крепко сцементированными песчаниками.

Из интервала 2395-2404 получен приток газа дебитом 35,7 м/сутки на 5 мм. штуцере. При испытании пласта Ю12 в колонне из интервала 2419-2433 м. получен приток нефти дебитом 0,24 м3/сутки на штуцере 1 мм.

Таким образом, подтверждается наличие газовой и нефтяной залежей в пластах Ю11 и Ю12 .

Из коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками после проведения гидроразрыва пласта реально получение промышленных притоков нефти. Из интервалов перфорации: 2395,4-2403,6; 2419,1-2433,6; 2438,2-2440,3; 2443,6-2445,1; 2446,4- 2448,3 получен приток безводной нефти в объеме 28,4 м3/сутки на штуцере 8мм.

За счет работы газовой залежи пласта Ю11 газовый фактор составил 264м3/м3. До гидроразрыва дебит скважины составлял 0,24 м3/сутки на штуцере 1 мм.

При совместном испытании пластов Ю12 и Ю12 после проведенного гидроразрыва из интервалов 2409,1-2412,2; 2423,4-2432,0 получен приток нефти с дебитом 32 м3/сутки на штуцере 8 мм.

3. Технико-технологический раздел

.1 Гидравлический разрыв пласта

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления. ГРП является одним из наиболее сложных видов работ в нефтегазовой отрасли. Эта технология была впервые использована в США в конце 40-х годов для приобщения к разработке пластов с нарушенной проницаемостью возле ствола скважины и увеличения продуктивности скважин в низкопроницаемых коллекторах. В СССР промышленное внедрение гидроразрыва пласта начато в 1954 г.

В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых, так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах.

Рисунок 3 Изменение расхода и давления при образовании искусственных трещин

Рисунок 2 Изменение расхода и давления при раскрытии естественных трещин

Цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью следующие :

увеличить добычу или приемистость созданием каналов с высокой продуктивностью, улучшить движение флюидов между скважиной и пластом.

Цели ГРП для пластов с высокой проницаемостью следующие: изменение радиального характера притока жидкости из пласта к забою скважины на линейный или билинейный.

В случае радиального движения жидкости к забою скважины происходит дестабилизация пласта. Объясняется это явление тем, что скорости фильтрации вблизи забоев скважин выше, чем в пласте. Соответственно, возникает значительный перепад давлений между различными участками пласта, скорость движения флюида вблизи забоя скважины сильно возрастает и существует проблема разрушения породы пласта и засорение мехпримесями призабойной зоны скважины.

Решение проблемы снижения проницаемости призабойной зоны скважины, возникшего в результате воздействия физических или химических факторов (солеотложения, засорение пор призабойной зоны пласта мехпримесями из раствора глушения, проникновение бурового раствора в пласт, образование АСПО и т.д.).

миниминизация напряжений в пласте.

Рисунок 4 - образование трещины

При производстве ГРП должны быть решены следующие задачи:

Создание трещины гидроразрыва путем закачки специально подобранной жидкости ГРП.

Удержание трещины в раскрытом состоянии путем добавления в жидкость гидроразрыва проппанта с зернами определенного размера и определенной прочности.

Удаление жидкости гидроразрыва для восстановления высоких фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины.

Повышение продуктивности пласта.

На месторождениях ОАО «Томскнефть» для увеличения производительности скважин применяется метод создания в высокопроницаемых пропластках коротких и широких трещин проникающих за пределы зоны загрязнения, который называется технологией концевого экранирования (TSO).

Технология концевого экранирования является модификацией операции гидроразрыва, при которой создаются короткие трещины (несколько десятков метров) шириной до 30 мм. Это достигается путем контролируемого распространения трещины до запланированной длины и последующего ее закрепления проппантом, закачиваемым с рабочей жидкостью. Благодаря фильтрационным утечкам рабочей жидкости через поверхности трещины, концентрация проппанта возрастает на фронте закачки, что приводит к образованию проппантных пробок вблизи конца трещины, которые препятствуют ее дальнейшему распространению. Закачка пропанта, продолжаемая после остановки трещины, позволяет повысить давление внутри трещины, увеличивая тем самым ее раскрытие. При такой технологии ГРП уменьшаются затраты на проведение работ за счет уменьшения объемов закачиваемой жидкости и пропанта и сокращения времени проведения операций.

Эффект образования перемычек и повышенной упаковки пропанта в конце трещины считался одним из серьезных осложнений при проведении ГРП, сопровождающимся преждевременным выпадением пропанта и остановкой распространения трещин, но закачка могла быть продолжена и после этого еще некоторое время. Инженерное решение состояло в использовании данного эффекта для решения задач управления распространением трещин и оптимизации их раскрытия. Процесс образования перемычек и повышенной упаковки пропанта в конце трещины можно успешно использовать для создания коротких и широких трещин в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Увеличение раскрытия закрепленной трещины ведет к увеличению ее проводимости. Значение безразмерного параметра гидравлической проводимости С позволяет оценить продуктивность скважины после ГРП методом подстановки в формулу Дюпюи эффективного радиуса скважины вместо фактического. Эффективный радиус скважины пропорционален длине трещины, умноженной на функцию гидравлической проводимости трещины С.

С = (W * k prop) I (х * к form),

где W - раскрытие трещины, к ргор- проницаемость пропантной набивки, х - полудлина трещины, к form - проницаемость пласта .

Для месторождений Западной Сибири безразмерная проводимость трещины С находится в пределах от 0,5 до 1,5.

Особенности технологии TSO

Рисунок.5 Эффективный радиус скважины

.2 Проводимость скважины

Образование трещин гидроразрыва и направление их развития

По мере заполнения скважины жидкостью и создания на поверхности давления, давление жидкости в порах породы возрастает и действует равномерно во всех направлениях . При повышении давления жидкости до момента , когда разрывающая сила жидкости , действующая на породу , превысит силы сцепления этой породы, скала расколется и произойдет разрыв. Трещины могут быть горизонтальными, вертикальными и наклонными. Пространственная ориентация трещины определяется напряженным состоянием горных пород в зоне скважины и изменениями обусловленными распределением напряжений. Напряжения формируются главным образом под действием гравитационных сил.

Принято считать, что на глубине свыше 300 м вертикальное напряжение гораздо выше двух других составляющих. Поэтому трещина всегда должна быть вертикальной, в силу того, что образование трещины происходит в направлении перпендикулярном наименьшей из нагрузок.

Рисунок 6. Возникновение вертикальной и горизонтальной трещины

На самом деле реальная картина несколько сложней. В зависимости от местных особенностей и строения пластов ( микротрещины, наличие псевдопластических характеристик пород, разгрузка продуктивного пласта в зоне скважины и т..д..) при ГРП могут возникать как горизонтальные так и вертикальные трещины. В случае образования вертикальных трещин азимут трещины определяется амплитудой двух минимальных горизонтальных напряжений. Ограничение трещины по высоте и ее геометрия тесно связаны со свойствами породы пласта, напряженным состоянием породы, изломостойкостью породы и плотностными свойствами проппанта.

Если образующаяся при гидроразрыве трещина приближается к поверхности раздела слоев, и породы ограничивающих горизонтов обладают более высокими прочностными характеристиками, чем обрабатываемый пласт, то теоретически рост трещины по вертикали будет приостановлен (если поверхность раздела не пересекают ранее образовавшиеся трещины). Примером этого может служить пласт песчаника с выше и нижезалегающими глинистыми пропластками, работающими как перемычки. Минимальное напряжение у песчаников ниже, значит, дальнейший рост трещины будет сдерживаться. Таким образом, рост трещины по высоте - сложная функция реологии жидкости, объемной скорости закачки, давления, создаваемого в трещине и проявление сдерживания механизмов развития трещины в вертикальном направлении. Первые три фактора - регулируемые параметры обработки, а последний определяется механикой горных пород, в том числе поведением пласта и трещины. Определены следующие механизмы сдерживания трещин по высоте:

различие напряжений в обрабатываемом и смежном с ним пластах,

различие упругих свойств обрабатываемого и смежных с ним пластов.

Прочность обрабатываемого и смежных с ним пластов измеряется коэффициентом интенсивности напряжения, который зависит от геометрии трещины, свойств жидкости разрыва, объемной скорости закачки и давления обработки при гидроразрыве пласта. Этот показатель определяет распространение трещины в вертикальном и горизонтальном направлениях. Коэффициент интенсивности напряжения снижается, когда трещина достигает высокопластичного или малопроницаемого пласта. Если отсутствуют барьеры, ограничивающие распространение трещины по вертикали (контраст напряжений не достаточно высок), то возможно образование неограниченной трещины, имеющей радиальную форму.

Рисунок 7 Образование верхнего и нижнего барьеров

Одним из наиболее важных факторов ограничения трещины по вертикали является сопротивление течению в узких зонах у верхнего и нижнего краев трещины. Расклинивающий агент с высокой концентрацией отлагается в узких зонах в верхней и нижней частях трещины и снижает проводимость и проницаемость этих участков. Жидкость, которая течет в широком центральном канале, может не проникать ни в верхний, ни в нижний забитые расклинивающим материалом узкие края трещины. Это способствует формированию верхнего и нижнего барьеров, которые исключат дальнейшее развитие трещины в вертикальном направлении.

Благодаря воздействию вышеуказанных факторов, ограничивающих вертикальное развитие трещины, при поддержании правильного расхода жидкости можно получить высокопроводимую трещину желаемой длины.

Давление гидроразрыва пласта определяется из условия, что гидродинамический напор на забое скважины должен преодолеть давление вышележащей толщи пород (геостатическое давление) и предел прочности продуктивной породы на разрыв, т.е.

Рс = q + стр

где рс- забойное давление разрыва пласта, q - горное давление , Стр - прочность породы обрабатываемого пласта на разрыв . Давление нагнетания на устье скважины вычисляется по формуле:

Руд = Ч + +р тр - Р пл ,          (2)

где р уД - устьевое давление разрыва, ртр - потери давления в трубах и в зоне перфорации, р пл - пластовое давление Создаваемое избыточное давление должно обеспечивать осуществление трех этапов роста трещины:

увеличение трещины до достижения барьеров

рост трещины в длину в рамках барьеров, ограничивающих вертикальный рост

рост трещины по высоте, когда давление достигает предела разрыва

PwH = Pc+PNET-Ph+Ptf                    (3)

Pc - давление смыкания трещины,- гидростатическое давление ,- общие потери давления на трение,- чистое давление,

= Pw - Рс                       (4)

- избыточное давление,

Рс - давление смыкания .< 0 Трещина будет закрываться> 0 Трещина будет оставаться открытой

.3 Расклинивающий агент. Назначение пропанта

Пропант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Пропант добавляется к жидкости глушения и закачивается вместе с ней. Главный фактор, влияющий на конечный результат операции по разрыву - это сохранение хорошо раскрытой трещины. Для того, чтобы поддержать проницаемость созданную путем расклинивания применяется расклинивающий агент. Расклинивающий агент должен обеспечивать и поддерживать проход с высокой проницаемостью для потока жидкости по направлению к стволу скважины.

Проницаемость трещины зависит от следующих взаимосвязанных факторов:

типа, размера и однородности пропанта;

степени его разрушения или деформации;

количества и способа перемещения пропанта, возможности трещины транспортировать жидкость к стволу скважины обусловлены пропускной способностью трещины. Обычно она определяется произведением проницаемости трещины и ширины трещины.

= kw ,                (5)

Где к - проницаемость (миллидарси) w - ширина трещины (мм) На частицы пропанта действует напряжение закрытия трещины. В результате этого некоторые из частиц могут быть раздавлены или же, в мягком пласте вдавливаться в породу. На степень раздавливания или вдавливания влияют: прочность и размер пропанта твердость пласта - напряжение закрытия, прилагаемое к слою пропанта. Если частицы раздавливаются или вдавливаются в породу, пропускная способность трещины будет уменьшаться и может снизиться настолько, что проводимость слоя пропанта и проницаемость породы, коллектора не будут слишком различаться. В этом случае результаты гидроразрыва пласта будут неудовлетворительными по причине потери проводимости трещины. К такому же результату может привести процесс образования полимерной корки на поверхности трещины и наличие определенного количества полимера, остающегося в пропантной упаковке.

В процессе эксплуатации скважин после ГРП возможен интенсивный вынос пропанта с продукцией скважин. Это происходит если раскрытие закрепленной трещины превышает диаметр частиц пропанта в 5,5 раз, когда упаковка пропанта становится неустойчивой. Для предотвращения выноса пропанта применяются такие методы как создание коротких трещин (до 50м) и добавление стекловолокон PropNET в пропантную упаковку. Стеклянные волокна, добавляемые в последние порции жидкости ГРП в количестве 1,5% по весу, создают внутреннюю структуру , удерживающую частицы пропанта на месте. При этом сохраняется высокая проводимость трещин. На месторождениях Западной Сибири технология PropNET используется в 90% операций по ГРП.

.4 Виды расклинивающих агентов

Одним из первых расклинивающих агентов был просеянный речной песок. Он содержал какое- то количество слишком больших частиц, которые не проходили в трещину. Это служило причиной образования мостов в скважине, подземных инструментах и в самой трещине. Из-за образования мостов происходит «стоп», в результате чего создается трещина меньшего размера, приходится заканчивать операцию по разрыву и нести дополнительные затраты на очистку ствола скважины от пропанта.

Применяемый в настоящее время песок и другие виды расклинивающих агентов имеют менее угловатую поверхность и более точно классифицируются по размеру.

Применяемые в настоящее время пропанты по прочности можно разделить на следующие группы:

кварцевые пески (плотность до 2,65 г/см 3),

синтетические пропанты средней прочности (плотность 2,7-3,3 г/см 3),

синтетические пропанты высокой прочности (плотность 3,2-3,8 г/см 3)

Высокая прочность пропанта обеспечивает сохранение трещины открытой длительное время. По глубине скважин пропанты имеют следующие области применения: кварцевые пески - до 2500м; пропанты средней прочности - до 3500м; пропанты высокой прочности - свыше 3500м. С увеличением размера гранул увеличивается проницаемость упаковки пропанта, но снижается прочность и возникают проблемы с переносом пропанта вдоль трещины.

С увеличением прочности пропанта увеличивается его стоимость и стоимость ГРП. Отсортированный силикатный песок Si02 на сегодняшний день является преобладающим пропантом, который применяется при гидроразрыве и является наиболее экономичным. Однако его эффективность может быть ограничена из-за низкой сопротивляемости раздавливанию. В глубоко залегающих пластах с высоким давлением обычно используется более прочный пропант. В конце 1970-х начали использоваться частицы металлокерамического боксита, которые поддерживали высокую проводимость при очень высоком напряжении закрытия. Металлокерамический боксит как пропант состоит из высококачественной обожженной бокситной руды и имеет высокую стоимость. Более дешевыми и менее прочными являются пропанты изготовленные на основе аллюминевой керамики Interprop ТМ и Carboprop ТМ. Для достижения низкой плотности обожженная глина перемешивается с обожженным бокситом перед процессом обработки.

Для контроля над обратным потоком при производстве ГРП применяется пропант со смоляным покрытием. В качестве смолы применялись термоактивные феноловые пластмассы, которые оседали в скважине. Также было обнаружено, что эти пластиковые покрытия улучшают прочность и проницаемость песка при более высоком напряжении закрытия. Пример фенолформальдегидной смолы - бакелит. В 1982 г. получило распространение покрытие из предварительно отвержденной смолы. Данное покрытие обеспечивало более простое применение и контроль лучшего качества, чем смола, способная к затвердеванию.

3.5 Свойства пропанта

Округлость и сферичность влияют на расположение зерен пропанта и выдерживаемую ими нагрузку. Округлость - это показатель кривизны поверхности песчинок. Сферичность - это показатель того, насколько близка форма песчинок к шару. Рекомендуемые показатели округлости и сферичности 0,6.

Плотность - это показатель абсолютной плотности пропанта по отношению к воде. Плотность пропанта определяет перенос и расположение пропанта вдоль трещины.

Пропанты высокой плотности труднее поддерживать во взвешенном состоянии в жидкости разрыва при их транспортировании вдоль трещины. Заполнение трещины пропантом высокой плотности может быть достигнуто двумя путями - использованием высоковязких жидкостей, которые транспортируют пропант по длине трещины с минимальным его осаждением, либо применением маловязких жидкостей при повышенном темпе их закачки.

Рекомендуемая предельная плотность 2,65.

Объемная плотность - это отношение массы материала к

Растворимость в кислоте (12% HCI - 3%HF).

Показатель количества имеющихся примесей и относительной стойкости пропанта к кислоте. Измеряется массовой концентрацией в процентах. Рекомендуемый максимум для песка 2% , для пропанта со смоляным покрытием 7%.

Рисунок 8 Пропант

Примеси мелкозернистых частиц. Этот показатель определяет количество примесей частиц глины, ила или другого мелкозернистого материала в пропанте. Содержание мелких частиц в пропанте может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Хорошо промытый и обработанный пропант не содержит большого количества мелкозернистых примесей. Единица измерения FTU. Рекомендуемый показатель 250 FTU (formation tubidity units). Сопротивляемость раздавливанию. Обозначает относительную прочность пропанта путем измерения количества материала, которое раздавливается под воздействием определенной нагрузки. Выражается в процентном содержании образованных мелких частиц.

Рекомендуемые АНИ максимальные пределы:

для 12/60 - 16% при давлении 3000 psi (204 атм)

для 20/40 - 14% при давлении 4000 psi (272 атм)

для 12/20 со смоляным покрытием - 25% при давлении 7500 psi (510 атм)

для 16/20 со смоляным покрытием - 25% при давлении 10000 psi (680 атм)

Сцепляемость. Измеряется массовой концентрацией в процентах. Обозначает силу прикрепления отдельных зерен пропанта друг к другу.

3.6 Движение пропанта

Эффективность любого гидроразрыва в большой степени зависит от проводимости созданной расклиненной трещины. Проводимость в свою очередь зависит от размера и прочности пропанта и распределения пропанта в трещине. Необходимо отметить, что пропант не всегда движется с жидкостью гидроразрыва из-за фильтрация жидкости в породу , поэтому не происходит раскрытия трещины на 100% ее площади. Поверхности трещин не разделенные пропантом закроются обратно под действием существующего напряжения, то есть эти трещины сомкнутся. Таким образом, только расклиненные пропантом трещины будут доступны потоку жидкости и будут обеспечивать высокую эффективность ГРП.

При движении частиц пропанта при гидроразрыве существует несколько ступеней:

движение через устьевое оборудование

движение вниз через колонну НКТ

движение с изменением направления через перфорационные отверстия

транспортировка в трещине и дополнительное оседание, которое может произойти во время закрытия трещины

Для того, чтобы определить процесс движения пропанта по трещине необходимо иметь представление о форме трещины.

Трещина может иметь две основные формы:

горизонтальная трещина. Это разрыв, распространяющийся по всем направлениям от ствола скважины в плоскости, перпендикулярной стволу скважины,

вертикальная трещина. Это разрыв, распространяющийся в двух направлениях от ствола скважины. Вертикальные трещины могут быть представлены в виде эллипса.

Для упрощения расчетов форму трещины принимают в виде прямоугольника и допускают, что жидкость имеет проход по всей высоте трещины и что пропант входит в трещину всегда одинаково по ширине трещины. Движение частиц пропанта зависит от следующих параметров:

размер пропанта

плотность пропанта

скорость жидкости

вязкость жидкости

утечки жидкости

плотность жидкости

форма пропанта

концентрация пропанта.

Горизонтальная скорость частиц и скорость оседания (вертикальная скорость) будут определять распределение частиц в трещине. Частица пропанта входит в трещину вместе с движущимся вперед потоком жидкости, и продолжала бы свое горизонтальное движение с постоянной скоростью, если бы не контактировала со стенками породы. Если бы жидкость имела низкую вязкость (например, газ) или разница между плотностью жидкости и частиц была бы очень большой, происходило бы буксование, и частица двигалась бы медленнее жидкости. Одновременно частица будет двигаться вертикально вниз под действием силы тяжести. Когда сила захватывания будет уравновешена силами гравитации, произойдет оседание частицы. Скорость оседания частиц пропанта в ньютоновской жидкости зависит от диаметра частицы, вязкости жидкости, разницы между плотностью частицы и жидкости.

Горизонтальная скорость жидкости зависит от ширины трещины и расхода жидкости при закачивании. По мере продолжения операции по разрыву закачивается больше жидкости, и трещина растет в длину и ширину. Если поддерживается постоянный темп закачки, скорость в любом месте по длине трещины со временем медленно понижается, т.к. увеличивается ширина трещины. К тому же в процессе закачки происходят потери флюида, что приводит к увеличению концентрации проппанта, уменьшению скорости движения жидкости и влияяет на «скрытое оседание» проппанта.

Таким образом, расстояние вдоль трещины, которое проходит частица пропанта, прежде чем достигнуть основания трещины зависит от значения скорости жидкости, скорости оседания и высоты трещины. Скорость жидкости зависит от расхода при закачивании, ширины и высоты трещины в данный момент. Вертикальная скорость оседания будет зависеть от вязкости жидкости, диаметра и формы частицы и различия в плотности частицы и жидкости.

.7 Пласт пропанта

В процессе закачки жидкости гидроразрыва происходит процесс оседания частиц пропанта на поверхности породы. Нижние частицы достигают основания трещины быстрее, чем верхние. С течением времени все больше новых частиц оседает сверху тех, которые были введены раньше. На основании трещины начинает формироваться пласт пропанта по мере того, как все большее количество частиц достигает уже осевшего на основание трещины пропанта. После того как частицы достигают основания трещины, они не продвигаются дальше в трещину, а образуют устойчивый пласт пропанта.

При проведении большинства гидроразрывов применяется жидкость с достаточно высокой вязкостью, которые уменьшают скорость оседания пропанта. Таким образом, только небольшая часть пропанта образует осевший пласт, а большая часть трещины будет содержать пропант во взвешенном состоянии. Если закачка проводится достаточно долго, частицы в рабочей кромке взвешенного пропанта могут достичь основания трещины до завершения работы. Наибольшее расстояние по длине трещины, которое может пройти пропант при данных условиях (зависит от специфики работы) называют «интервал перемещения». После того, как пройден интервал перемещения, рост пласта пропанта происходит только в вертикальном направлении, потому что частицы, входящие в трещину оседают сверху пласта пропанта. На протяжении всего времени закачки происходит одновременное изменение многих факторов, влияющих на темпы роста пропантового пласта.

Факторы, влияющие на рост пласта пропанта:

увеличение ширины трещины, что приводит к уменьшению скорости жидкости и сокращению расстояния, которое частицы проходят горизонтально,

температура жидкости-носителя пропанта может увеличиваться, что приводит к снижению вязкости,

происходит охлаждение стенок трещины, последние порции пропанта меньше подвержены воздействию высоких температур и вязкость жидкости оказывается выше, чем на начальных стадиях,

флюидные потери увеличивают концентрацию пропанта, что приводит к большему взаимному влиянию частиц и снижению скорости оседания, точно так же, как увеличивающаяся вязкость жидкости снижает темпы оседания частиц. Это явление называют «задержанное оседание».

Суммарный эффект всех этих факторов выражается в увеличении скорости жидкости вместе с ростом пропантового пласта. Тем не менее, по мере увеличения скорости жидкости частицы проходят тот же самый «интервал перемещения», т.к. сокращается расстояние до поверхности пропантового пласта.

По мере того, как увеличивается высота слоя пропанта, уменьшается площадь поперечного сечения трещины , через которую проходит жидкость, что приводит к увеличению скорости жидкости. Наступит момент, когда частица будет двигаться вместе с жидкостью, не оседая. Соответствующий пропантовый пласт в это время называют высота равновесия». При производстве ГРП для того, чтобы регулировать процессы оседания применяют методы закачки пропанта различных фракций. Примером такой технологии может служить закачка основного объема песка или среднепрочного пропанта типа 20/40 с последующей закачкой средне- или высокопрочного пропанта типа 16/20 или 12/20 в количестве 10...40 % общего объема. При этом достигаются следующие цели:

крепление трещины высокопрочным пропантом в окрестности скважины, где

напряжение сжатия наиболее высокое;

снижение стоимости операции, так как керамические пропанты в 2...4 раза дороже песка;

создание наибольшей проводимости трещины в окрестности забоя, где скорость фильтрации флюида максимальная;

предотвращение выноса пропанта в скважину, обеспечиваемое специальным подбором разницы в размерах зерен основного и заканчивающего трещину пропантов, при котором зерна меньшего размера задерживаются на границе между пропантами;

блокирование тонкозернистым песком естественных микротрещин, ответвляющихся от основной, а также конца трещины в пласте, что снижает потери жидкости разрыва и улучшает проводимость трещины.

Требования, предъявляемые к жидкости гидроразрыва

Установив схему гидроразрыва, выбирают жидкость разрыва и жидкость для транспортирования расклинивающего материала.

Основные требования к жидкостям разрыва и жидкостям-песконосителям:

хорошие очищающие свойства для обеспечения максимальной проводимости трещины,

слабая фильтруемость через поверхности образования трещин,

высокая вязкость, которая обеспечит способность удерживать частицы пропанта во взвешенном состоянии

низкое давление трения, что способствует высокой скорости закачки,

доступность и невысокая стоимость,

высокая плотность для снижения давления ГРП,

способность к утилизации.

При закачке в трещину жидкости-песконосителя часть ее фильтруется в скелет породы. При этом из жидкости выделяется загуститель и добавки для снижения показателя фильтрации. Эти отделяющиеся компоненты осаждаются на поверхности трещины, концентрируются в процессе фильтрации и образуют малопроницаемый покровный слой, называемый фильтрационной коркой. Фильтрационная корка может минимизировать водоотдачу и способствовать распространению трещины вглубь пласта. Однако, когда трещина смыкается, часть фильтрационной корки вдавливается в поры пласта, а остальная часть закупоривает каналы течения в расклинивающем агенте вблизи поверхности трещины. Все это приводит к снижению пропускной способности трещины.

Выбор жидкости гидроразрыва - это первоочередная задача. При этом необходимо учесть еще и тип расклинивающего агента и его концентрацию.

Технология ГРП предусматривает приготовление жидкости разрыва путем смешивания специальных химических добавок (загустителя, реагента, для снижения показателя фильтрации и т.д.).

Существуют следующие типы жидкостей ГРП:

На водной основе (линейные гели, сшитые гели).

На нефтяной основе.

Многофазные или пенистые жидкости (пены, С02, бинарные пены)

Поверхностно-активные вещества.

На спиртовой основе и др.

Наибольшее применение получили жидкости гидроразрыва на водной основе.

Небольшая по сравнению с другими жидкостями стоимость.

Создание большего гидростатического эффекта.

Не взрывоопасны.

Легкодоступны.

Легче контролируются и загущаются.

В качестве полимеров применяют высокомолекулярные полиакриламиды и другие полимеры. Присадка полимеров в водную фазу зависит от их структуры и молекулярной массы. Содержание полимеров в растворе составляет 0,01 - 1 % от массы водной фазы. Основные компоненты жидкости на водной основе:

Вода.

Загеливающий агент - полимер (гуар)

Сшивающий реагент (для увеличения вязкости).

Брейкер (для превращения геля в невязкую систему).

Пеногасители

Бактерициды (бактерии, растворенные в гуаре).

ПАВ.

Гуар - это полимер с длинной полимерной цепью, составленной из манозной сахарозы и галактозы, называемыми полисахаридами. В контакте с водой частицы гуара намокают и разбухают, вязкость системы при этом существенно возрастает, таким образом, получают линейный гель. При добавлении в систему сшивателя вязкость возрастает еще больше. В качестве сшивателя применяют растворы бората, циркония или титана. Брейкеры, добавляемые в жидкость ГРП, предназначены для разбивания полимерных цепочек, разрушения жидкости и предотвращения снижения проницаемости трещины. Кроме того, применяются различные добавки для предотвращения потерь жидкости.

.8 Свойства жидкости ГРП

Вязкость

Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта: густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. По характеру зависимости между напряжением сдвига и течением жидкости подразделяют на ньютоновские, неньютоновские, подчиняющиеся степенному закону, сверхкритические. Более вязкие жидкости (полимерсшитые жидкости) образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины.

Эффективность жидкости

Величина эффективность жидкости ГРП показывает какой объем жидкости поглощается пластом по отношению к количеству жидкости, создающему трещину. Чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность, т.к. исключается вероятность быстрого смыкания трещины, однако, при этом должна быть обеспечена необходимая концентрация проппанта.

.9 Подготовительные работы при ГРП

Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием ее технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению процесса. Сбор и анализ первичной информации заключается в обработке следующих данных:

геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород);

характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);

свойства жидкости разрыва и проппанта, геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород);

характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);

свойства жидкости разрыва и проппанта.

Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов. Подготовка и проведение успешного ГРП связаны с оптимальным выбором и учетом таких факторов, как:

расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости;

использование техники для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений;

применение комплексного алгоритма, позволяющего оптимизировать геометрические параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанного на критерии максимизации прибыли от обработки скважины.

Перечень технологических операций, проводимых перед ГРП:

подготовка кустовой площадки для размещения оборудования,

монтаж геофизического оборудования,

извлечение подземного насосного оборудования из скважины,

шаблонирование, скреперование, промывка скважины, отбивка забоя,

перфорация,

установка пакера,

обвязка устья скважины и расстановка оборудования для ГРП.

3.10 Производство ГРП

Закачка подушки

Для выхода на расчетную скорость закачки (образование трещины разрыва) используется только одна насосная установка. Работа производится на низшей передаче, при холостых оборотах. Остальные насосные установки включаются после подтверждения отсутствия препятствий движению в наземных трубопроводах и в скважине. Важное условие - быстрое увеличение скорости закачки до указанной в плане работ без превышения максимально допустимого рабочего давления.

После выхода на плановую скорость закачки необходимо произвести корректировку показаний расходомера в соответствии с фактическим расходом жидкости, определяемым по механическим указателям уровня на булитах ГРП.

Как правило, эта корректировка должна проводиться во время закачки первых 5-7 м3 подушки после выхода на расчетную скорость закачки. После корректировки показаний расходомера необходимо скорректировать скорость подачи сшивателя для обеспечения плановой концентрации.

Закачка проппанта

Регулирование концентрации проппанта производится за счет степени открытия заслонок подачи проппанта на смесительном агрегате. Контроль над концентрацией проппанта осуществляется с помощью плотномера. Увеличение концентрации проппанта производится в соответствии с Планом работ. Наличие в проппанте смерзшихся комков, влаги, посторонних материалов не допускается. По окончании ГРП необходимо определить фактическое количество закачанного в скважину проппанта по фактическому остатку проппанта в бункерах песковоза.

Продавка

Объем продавки должен рассчитываться перед началом ГРП на основании данных о фактической глубине посадки пакера. Объем продавки определяется по суммирующему дисплею расходомера. В случае отказа расходомера допускается измерение объема продавки по секундомеру в соответствии со скоростью закачки - отклонения в этом случае не должны превышать 2 сек. По окончании процесса фактический объем продавки определяется по фактическому остатку жидкости в булите.

Подъем пакера

Основные требования:

Наличие исправных приборов контроля и слежения за параметрами выполнения СПО (измерение веса колонны НКТ и т.д.).

Контролировать вес колонны НКТ.

Не превышать максимально допустимую нагрузку на НКТ 89мм.

Не превышать грузоподъемность подъемника на 80 %.

Подъем пакера - это стандартная операция по подъему пакеров за исключением случаев, когда ГРП прошел с осложнениями и в НКТ оставлен проппант. В этом случае устье переоборудуется по специальной схеме и вымыв проппанта осуществляется с помощью НКТ диаметом 48мм спускаемых внутрь 89мм НКТ.

Показателем того, что пакер сорван, является следующее:

Резкое падение уровня жидкости в затрубном пространстве.

Увеличение скорости выхода жидкости из НКТ.

В случае возникновения каких-либо осложнений необходимо вмешательство оператора по пакерам.

При срыве пакера возможно возникновение такой проблемы как оставление песка внутри и снаружи НКТ. В этом случае рекомендуется производить следующие работы :

Головку ГРП разгрузить на колонный фланец.

Промыть пакер и проработать колонну обратной промывкой через перепускной клапан.

Если пакер не удалось сорвать, совместно с НГДУ готовятся ловильные работы по извлечению пакера.

Если пакер не удается сорвать из-за оставления в НКТ большого количества проппанта , проводятся работы по спуску внутрь 89 мм НКТ труб диам. 48 мм и промывка песчаной пробки по регламенту Шлюмберже. Перед подъемом пакера сделать один цикл циркуляции при помощи жидкости глушения. Поднимать, не допуская поршневания, соблюдать меры предосторожности.

.11 Схема расстановки оборудования при ГРП

Виды ГРП:

Однократный - ГРП на всех перфорированных пластах одновременно.

Направленный - ГРП на выбранных пластах или пропластках.

Многократный - последовательный ГРП на выбранных пластах и пропластках.

В зависимости от вида воздействия выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и расклинивающий агент. На основании опытных данных обычно используют 10-40 м жидкости-разрыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной колонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидкости-песконосителя. Концентрация песка устанавливается в пределах 0 - 1200 кг/м3. Минимальный расход закачки жидкости должен составлять не менее 2м3/мин

.12 Технология проведения ГРП

Создание трещины ГРП начинается с закачки буферной жидкости. Для расчета давления на устье скважины применяется градиент давления равный 13-15 кПа на 1м ствола скважины. Количество насосных агрегатов определяется из условий обеспечения необходимой мощности гидроразрыва:

Для того чтобы обеспечить непрерывность процесса ГРП и избежать возникновения непредвиденных ситуаций количество агрегатов, находящихся на кусте во время ГРП удваивается. Количество линий гидроразрыва рассчитывается, исходя из скорости закачки, определенной дизайном ГРП. Обычно монтируется только одна линия. Объем пропанта, предназначенного для закачки в трещину, определяет количество блендеров. Количество песковозов зависит от объема работ.

Средняя скорость закачки жидкости гидроразрыва обычно равна 2м3/мин, средняя концентрация пропанта составляет 600кг/м3. С момента начала закачки концентрация пропанта постепенно изменяется от 0 до 1200 кг/м3 для достижения более равномерной упаковки частиц пропанта в трещине. На месторождениях в качестве расклинивающего агента применяется керамический пропант российского производства средней твердости (плотность 3,2 г/см3). После окончания закачки жидкости разрыва производят закачку продавочной жидкости в объеме спущенной в скважину колонны НКТ. Средний объем жидкости гидроразрыва для одной скважины составляет 40-80 м3. Жидкость ГРП готовят таким образом, чтобы действие брейкера и разрушение цепочек полимера начиналось примерно через 1-4 часа после окончания закачки. Если после ГРП не происходит фонтанирование скважины, то принимаются меры по вызову притока жидкости из пласта. Это может быть замена жидкости на более легкую, свабирование, спуск "насоса-жертвы" и т.д.

4. Расчетный раздел

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) осуществляется в скважине со следующей характеристикой: глубина H = 2650м; диаметр эксплуатационной колонны D = 16,8 см; трубы из стали группы прочности Д; эффективная мощность пласта h = 10 м; интервал перфорации эксплуатационной колонны 2450 - 2590 м; на 1 м эффективной мощности пласта прострелено 10 отверстий; коэффициент продуктивности скважины К = 2,2 т/сут*МПа; пластовое давление рпл = 15 МПа; забойное давление р3 = 12 МПа; вода и песок в продукции скважины отсутствуют; способ эксплуатации - глубиннонасосный; нефтяной пласт сложен среднезернистым, хорошо сцементированным песчаником, имеет пористость 0,15-0,28; проницаемость k = 50 - 10-15 м2; нефтенасыщенность Sн = 70%. Режим пласта упруговодонапорный.

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.

Для выяснения приемистости скважины и ожидаемого давления разрыва скважина была предварительно испытана. По данным испытания при давлении разрыва рз.р = 35 МПа приемистость скважины составила 1300 м3/сут.

При средней плотности вышележащих пород рп = 2500 кг/м3 вертикальное горное давление составит рв r = ρgH =2500*9,81-2650 = 65*106 Па. Если давление расслоения пород δр = 1,5 МПа, то давление разрыва пласта будет

Рз. р = Pв.р г - Рпл + δр = 65 - 15 + 1,5 = 51,5 МПа          (6)

Давление разрыва на забое можно определить приближенно по эмпирической формуле

Рз.р = 104H/K,                       (7)

где К = 1,5 - 2,0. Принимаем в среднем К - 1,75. Тогда

з.р= 104*2650*1,75 = 46,4-106 Па.

Для выяснения возможности проведения процесса ГРП через обсадную колонну проверим прочность колонны на внутреннее давление по формуле Ламэ.

Допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя вязкостью µ= 0,25 Па*с определяется по формуле

ρg (h - L), Па.                        (8)

где DH - наружный диаметр эксплуатационных труб; DB - внутренний диаметр нижней части эксплуатационных труб;  тек- предел текучести для стали группы прочности Д; k - запас прочности; h - потери напора, на трение в обсадной колонне; р - плотность жидкости разрыва.

В данном расчете Dн = 16,8 см; Dв = = 14,4 см; δгек = 380 МПа; k = 1,5; ρ = 950 кг/м3.

Потери напора на трение в трубах для скважин глубиной 1750 м приведены в табл. 1. Для принятого расхода 1300 м3/сут (15 л/с) эти потери при глубине скважины 1750 м составляют 56 м ст. жидкости, а для нашей скважины глубиной 2650 м они будут пропорционально равны

= 56 - 2650/1750 = 84,8 м ст. жидкости.

Таблица 1

Следовательно, по формуле:

у = ** 9,81(84,8 - 2650) =29,1*106 Па

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

у = 29,1 * 106, Па

Па                   (9)

где Рстр - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности Д, равна 1,59 МН; G - усилие затяжки при обвязке обсадной колонны (берется по данным бурового журнала), равное 0,5 МН; k - запас прочности, который принимаем равным 1,5.

Подставляя цифровые величины в формулу (3), получим

Из полученных двух значений ру принимаем меньшее (29,1 МПа).

Возможное забойное давление при давлении на устье 29,1 МПа составит

з = Pу*ρg*(Н - h) = 29,1 * 106+ 950 * 9,81* (2650 - 84, 8) = 53*106 Па. (10)

Учитывая, что потребное давление разрыва на забое меньше (35 МПа), давление на устье скважины

Ру = Рз.р - ρg (Н - h) = 35 * 106 - 950 - 9,81*(2650 - 84,8) = 11,1*106 Па (11).

Следовательно, давление на устье скважины (11,1 МПа) ниже допустимого для принятых труб из стали группы прочности Д (при толщине стенки 12 мм трубы испытываются на внутреннее давление 53,1 МПа). Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления разрыва ГРП осуществляем непосредственно через колонну обсадных труб, sКоличество жидкости разрыва не поддается точному расчету.

Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины (с учетом естественной трещиноватости), темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м3. Для данной скважины принимаем средний объем Vp = 9,8 м3 нефти.

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости (вязкость, фильтруемость и пескоудерживающая способность), количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. Общее количество песка определяется суммарным объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету, а поэтому нельзя определить расчетом количество потребного песка. По данным отечественной и зарубежной практики рекомендуется принимать 8-10 т песка и больше на одну скважину.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Рекомендуется принимать следующую концентрацию песка: для нефти вязкостью более 5 сПа-с 150-300 г/л, а для загущенных нефтепродуктов вязкостью до 25 сПа*с 300 -500 г/л.

Принимаем С = З00 г/л или 0,3 т/м3.

При этом условии объем жидкости-песконосителя

ж. п = Gп/C =                     (12)

(Gn - содержание песка, т).

Оптимальную концентрацию песка можно определить в зависимости от скорости осаждения зерен песка в рабочей жидкости по эмпирической формуле

С=4000/υ                             (13)

где С - концентрация пескам, кг/м3; υ - скорость осаждения зерен песка диаметром 0,8 мм,- м/ч.

Для вязкости жидкости-песконосителя 25 сПа-с υ- 12 м/ч, поэтому С = 4000: 12= 333 кг/м8. Следовательно, в объеме 33,3 м8 содержание песка составит GП = = 333*33,3 = 11088,9 кг или ~11,09 т.

Объем жидкости-песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки (после заполнения труб) будут работать при высоком давлении, необходимом для продавливания песка в трещины. Закачка же жидкости с абразивными частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

При закачке рабочей жидкости непосредственно по обсадной колонне можно за один прием ввести в пласт в несколько раз больше песка, чем при закачке ее через насосно-компрессорные трубы.

Емкость обсадных колонн, и количество находящегося в них песка приведены в табл. 2. Как видно из этой таблицы, емкость 168-мм обсадной колонны длиной 2650 м составляет 47,7 м3, а принятое количество жидкости-песконосителя - 33,3 м3.

Таблица 2. Количество песка, вводимого в скважину через обсадную колонну

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 продавбчной жидкости должен закачиваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттеснения песка и смыкания трещин вблизи стенок скважины. Необходимый объем продавочной жидкостипр = 1,З*π**H/4 = 1,3 * 3,14 * 0,152 * 2650/4 = 59,6 м3,  (14)

где DB = 0,15 м - средний внутренний диаметр 168-мм колонны.

Общая продолжительность процесса гидроразрыва

= =  = 0,079 сут. ≈ 1 час 54 минуты

- суточный расход рабочей жидкости, м3.

Радиус горизонтальной трещины приближенно можно определить по эмпирической формуле

= c*(Q*)0,5 м.                  (15)

где с - эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления и характеристики горных пород, который для скважины глубиной 2650 м принимается равным 0,0265; Q - расход жидкости разрыва; µ - вязкость жидкости разрыва; tp - время закачки жидкости разрыва; k - проницаемость пород. В данном расчете Q = 15 л/с или 900 л/мин; µ = 0,05 Па*с; tp = 9,8 * 1440/1300 = 10,86 мин. Тогда по формуле

= 0,0265*(900*)0,5= 8,1 м.

Проницаемость горизонтальной трещины определяется по формуле

= ω2/104*12                      (16)

Где ω - ширина трещины (принимаем ω = 0,1 см).

Тогда получим по формуле (6)

= 0,12/104*12 = 83,3 * 10-9 м2.

Проницаемость призабойной зоны

п.з =                     (17)

где kn - проницаемость пласта, равная 50*10-15 м2; h - эффективная мощность пласта (h = 10 м); ω = 0,001 м.

По формуле получим

п.з =  = 8,38*10-12

Проницаемость всей дренажной системы

где RK - радиус контура питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами, принимаем RK = 250 м;

гс - радиус забоя скважины, который равен 0,075 м; гт - радиус трещины, гт = 5,7 м.

Подставляя цифровые значения величин в формулу (8), имеем

д.с =   = 0,106*10-12 м2

Как видно из этого расчета, при наличии только одной горизонтальной трещины шириной 0,1 см значительно увеличивается проницаемость призабойной зоны и как бы в два раза повышается проницаемость всей дренажной системы, пласта. В этих условиях фактически вся жидкость фильтруется по трещине.

Так как потери напора в трещине ничтожно малы, можно принять, что максимальный дебит скважины после гидравлического разрыва с образованием в призабойной зоне горизонтальных или вертикальных трещин можно найти по формуле Дюпюи

= 5,32*10-4 м3/c = 43,7 т/сут.

где Q - максимальный дебит, м3/с; kд.c - проницаемость пласта (дренажной системы) после гидроразрыва; h - эффективная мощность пласта; р -- депрессия на забое, р = рпл - рз.р = (15 -12)*106 = 3 МПа; µ- динамическая вязкость нефти, которая равна 1 сПа*с.

С учетом указанных величин по формуле (9) получим

При ГРП жидкость закачивается по обсадной колонне при / давлении на устье 16,95 МПа при помощи цементировочных агрегатов ЦА-320М.

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

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

Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуществляется специальными ареометрами шкала которых показывает концентрацию песка в кг/м3.

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

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г. К. Максимовича, в которой радиус скважины гс после ГРП принимается равным радиусу трещины гт

= Q2/Q1 = lglg                   (18)

Где Q1 и Q2 - дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва;

К = 250 м; rс = 0,075 м; гт = 5,7 м

По формуле (11) имеем

= lglg = 2,17 (раза)

Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдаются не учитываемые формулой небольшие потери напора.

5. Охрана труда

.1 Общие сведения об охране труда

Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

июня 1999 года Государственной думой принят Федеральный закон «Об основах охраны труда в Российской Федерации».

Федеральный закон устанавливает гарантии осуществления права трудящихся на охрану труда и обеспечивают единый порядок регулирования отношений в области охраны труда между работодателями и работниками в организациях всех форм собственности независимо от сферы хозяйственной деятельности и ведомственной подчиненности и направлены на создание условий труда, отвечающих требованиям сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности и в связи с ней.

Действие Федерального закона распространяется на:

работодателей, как с точки зрения их ответственности за обеспечение охраны труда, так и при необходимости их защиты,;

работников, состоящих с работодателями в трудовых отношениях;

работников кооперативов;

Впервые распространена законодательная норма, а не подзаконные акты и ведомственные инструкции, действия Федерального закона на студентов образовательных учреждений высшего и среднего профессионального образования, учащихся среднего и начального образования, проходящих производственную практику; военнослужащих, привлекаемых для работы на предприятиях; граждан, отбывающих наказание по приговору суда, в период их работы на предприятиях; в том случае, когда граждане Российской Федерации работают по найму на предприятиях другого государства, на них распространяется законодательство этого государства, в то же время иностранные граждане и лица без гражданства, работающие на предприятиях на территории РФ, находятся под юрисдикцией РФ.

.2 Мероприятия по охране труда при проведении ГРП

Техника безопасности при производстве ГРП должна соответствовать следующим требованиям:

к работам по ГРП допускаются лица , прошедшие обучение

и проверку знаний по технике безопасности по проводимой работе. Перед началом работ участникам операции производится инструктаж на рабочем месте;

общее руководство процессом ГРП осуществляет ответственный руководитель представитель подрядчика, в соответствии с планом и регламентом принимает решения о проведении работ, не предусмотренных этим планом и несет ответственность за их выполнение ;

руководитель должен спланировать размещение оборудования таким образом, чтобы свести к минимуму возможное воздействие вредных производственных факторов от силовых установок, агрегатов, химреагентов, нефти на рабочий персонал, а так же взрыва и пожара;

имеющиеся в наличии трубы, шланги и инструмент должны быть уложены в штабель с противораскатными стойками на рабочих мостках. Рабочая площадка должна быть освобождена от посторонних предметов;

руководитель и его помощники оборудуются портативными средствами связи;

опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначаются специальными сигнальными знаками с надписями;

работы по ГРП, включая подготовительные работы, должны проводиться рабочими в специальной одежде и касках;

в темное время суток ГРП разрешается проводить только в случае если обеспечивается освещенность устья скважины и зоны высокого давления не менее 26 лк и шкал контрольно-измерительных приборов - 50 лк.

все транспортные средства не задействованные в проведении ГРП должны быть удалены на безопасное расстояние не менее 50 метров от зоны линий высокого давления;

все оборудование должно соответствовать техническим и технологическим требованиям норм и правил, находиться в исправном рабочем состоянии и использоваться только по назначению;

при проведении ГРП рабочий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны;

при работе с химреагентами персонал должен быть экипирован в спецодежду и обязан пользоваться средствами индивидуальной защиты: резиновые рукавицы, керзовые или резиновые сапоги, очки для химической защиты слизистой оболочки глаз, респиратор либо многослойная марлеваяповязка.

.3 Общие сведения об охране окружающей среды

Основы Законодательства России о недрах предусматривают обязанность пользователей недр обеспечить охрану атмосферного воздуха, земель, лесов, вод и других объектов окружающей природной среды.

Добыча нефти я газа в той или иной степени воздействует на земную поверхность, растительность, водные источники, воздушные бассейны. Справедливо считается, что нефтяная промышленность - один из основных потенциальных источников загрязнения окружающей среды. Разлив нефти на устье скважины и прискважиниой площадке в устьевой арматуре и соединениях труб, особенно при освоении скважин свабированием. Для предотвращения разлива нефти при свабировании разработана герметизирующая головка, включающая уплотняющую и клапанную    системы и приспособление для центрирования каната.

Слив в водоемы жидкостей, используемых при освоении скважин, отравляет водоемы, приносит огромный вред рыбному хозяйству. Большую опасность представляет загрязнение грунтовых вод и водоемов нефтью. Атмосфера загрязняется в результате испарения нефти и выброса газа.

Основная задача охраны недр - обеспечение рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений. Для ее решения в процессе бурения скважин необходимо изолировать друг от друга все продуктивные и непродуктивные пласты, обеспечить герметичность обсадных колонн, предотвратить возможное открытое фонтанирование и обвалы. При освоении, эксплуатации и peмонте скважин необходимо предпринимать меры по предупреждению открытого фонтанирования, прорывов нефти и газа в другие пласты, преждевременного обводнения скважин, нанесения ущерба другим продуктивным пластам. Необходимо стремиться создавать условия для извлечения наибольшего количества углеводородов из залежи, получения других не менее важных полезных ископаемых (серы, йода, брома, гелия и т. п.). возможен через неплотности.

.4 Мероприятия по охране окружающей среды

В условиях интенсивного освоения минеральных ресурсов края актуальной задачей становится сохранение хрупкой природы Севера. Этой проблеме в АО «ТНК-Нижневартовск» уделяется серьезное внимание. На предприятии создан цех восстановления экологии, который вместе с подрядными организациями работает над программой «Оздоровление окружающей среды», разработанной департаментом по экологии и согласованной с Нижневартовским районным комитетом по экологии.

На объектах нефтедобычи апробируются современная техника и прогрессивная технология природовосстановительных работ: рекультивация почв, очистка сточных вод и питьевой воды, захоронение лесопорубочных остатков.

Одними из основных факторов загрязнения природы при бурении являются буровой раствор и шлам, выбрасываемый на поверхность. На промыслах Черногорского нефтяного месторождения СП «Черногорским» разработана возможность отделения выбуренной породы от бурового раствора, что делает их безопасными для окружающей среды, шлам собирается в специальные контейнеры, а растворы, будучи биополимерными системами, не представляют никакого вреда для источников свежей воды. Создание противокоррозийной защиты нефтесборных коллекторов и напорных нефтепроводов, оптимизация скорости потоков жидкости, контроль коррозийной активности перекачиваемой продукции, дозирование на наиболее опасных направлениях, применение ингибиторной защиты, стеклопластиковых труб и труб с антикоррозийным покрытием позволили заметно снизить аварийность при транспортировке нефти, а значит и загрязнение территории.

Локальное загрязнение почвы связаны с разливами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. Нефть просачивается в грунт и загрязняет грунтовые воды. При этом разрушается структура почвы, нарушается корневое питание растений. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные заграждения.

Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий. Использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникаций одинакового назначения параллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использование наклонно-направленного бурения.

На участках временного пользования, например, прокладки трубопровода, осуществляется рекультивация (восстановление) земель. Плодородный слой снимают, складывают и после выполнения технологических работ снова возвращают на прежнее место.

Заключение

Двойное месторождение открыто в 2007 году, введено в эксплуатацию в 2009г. Нефтегазоносность площади Двойного месторождения связана с регионально нефтеносным горизонтом Ю1 васюганской свиты. В кровле свиты почти повсеместно залегают мелкозернистые песчаники. Песчаники глауконитовые, зеленоватые, обладают повышенной радиоактивностью. Толщина пачки не превышает 3 м. В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю1: Ю14, Ю13, Ю1МУ, Ю12, из которых два пласта Ю12 и Ю1МУ являются промышленно нефтеносными.

С начала разработки Двойного месторождения на 1.10.10г. добыто 967, 517 тыс.т нефти, что составляет примерно 5,1 % от начальных балансовых запасов площади. Средняя обводненность нефти, добываемой из пласта Ю12 составляет 8,5 %. Пробурено 4 скважины основного фонда (все четыре добывающие). Таким образом, объект разработки Двойного месторожения пласт Ю12 находится на I стадии разработки. Эксплуатационный фонд добывающих скважин Двойного месторождения составляет 4 скважины., в том числе действующих 2 (2 ед. - ЭЦН, одна находится в работе постоянно, другая работает периодически, запуск проводится дважды в сутки). В бездействии находятся 2 скважины.

Список литературы

1. А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М Дорошенко «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М, Недра 1989г.

. В.М. Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М, Недра 1978г.

. А.Н. Юрчук, А.З. Истомин «Расчеты в добыче нефти» М, Недра 1979г.

. А.Н. Юрчук «Расчеты в добыче нефти» М, Недра 1974г.