Курсовая работа: Анализ эффективности проведения геолого-разведовательных работ

? пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях, называемый "рабочим давлением”;

? пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.

В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов:

? ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;

? ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;

?

? ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.

Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство - “якорь”.

Якорь - это устройство, предназначенное для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якори. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов: РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной труб. Для проведения ГРП в СП “Катконефть” применяют пакер типа “ОМЕГАМАТИК”, спускаемый в скважину на НКТ-3”.

Особенности:

? надёжная, высокопроизводительная система пакера, состоящая из 3-х резиновых элементов различной жёсткости;

? удержание давления сверху и снизу;

? сердечник для свободного прохождения геофизических приборов и другого инструмента;

? большой внутренний байпас;

? гидравлические зажимные штифты;

? автоматические или ручные зажимные штифты с левой или правой резьбой;

? реверсивный плунжер для блокировки байпаса при высоких давлениях в НКТ.

Дополнительно, кроме комплекса ГРП, на скважине должны находиться:

? насосный агрегат FC2251;

? ППУ;

? АЦН-10;

? пожарная машина.

Монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины производится трубами НКТ с помощью БРС.

Затрубное пространство скважины соединяется с насосным агрегатом 2-х дюймовыми трубами с БРС. Для контроля давления в затрубном пространстве на устьевой арматуре устанавливается датчик давления. Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют кабелями с датчиками давления и двумя кабелями с блендером (смесителем) для контроля плотности со скоростью закачки жидкости.

Для управления насосными агрегатами со станции управления, агрегаты соединяются в соответствующем порядке с панелью управления на станции контроля кабельными линиями.

Завезённая и заполненная в специальные три ёмкости по 40 м³ нефть или вода при необходимости подогреваются с помощью АДПМ-5 до температуры 20-30^оС. В зимнее время подогрев нефти обязателен до температуры 30-60^оС от температуры окружающей среды.

После проверки управления насосными агрегатами и оборудования для записи процесса ГРП производится заполнение рабочей жидкостью насосов, блока манифольда и нагнетательных линий.

Затем на затрубном пространстве насосными агрегатами создаётся давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовка линии высокого давления и блока манифольда производится на 1,25- кратное от ожидаемого при ГРП каждым насосным агрегатом при закрытой задвижке на устьевой арматуре.

После проведения опрессовки и осмотра линий высокого давления открывают устьевую задвижку с поочерёдным запуском и выводом на рабочий режим всех насосных агрегатов, рабочая жидкость подаётся в скважину.

На станции контроля регистрируются все основные параметры процесса:

? давления нагнетания;

? скорость закачки;

? объём закачиваемой жидкости;

? давление в затрубном пространстве скважины;

? количество закаченного песка.

При приближении давления на нагнетательной линии к величине опрессовки НКТ скорость закачки рабочей жидкости снижают.

О разрыве пласта судят по резкому увеличению приёмистости (поглотительной способности) скважины. Отсутствие резкого спада давления в насосах указывает на высокую проницаемость пласта или на существование в пласте естественных трещин, ширина которых увеличивается по мере нарастания давления.

Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приёмистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью, при отсутствии в пласте естественной трещиноватости.

После установления одного из вышеперечисленных признаков разрыва пласта и максимального развития трещин, когда устанавливается равновесие между объёмами нагнетаемой жидкости и отфильтровывающейся в породу пласта, приступают к закачиванию в пласт с жидкостью расклинивающего материала - кварцевого песка или проппанта при максимальных производительности и давлении насосов.

После закачки заданного объёма песка без снижения темпа закачки производят продавку песчано-жидкостной смеси в пласт продавочной жидкостью объёмом равным объёму НКТ с хвостовиком.

После завершения ГРП останавливают насосные агрегаты, закрывают задвижку на устьевой арматуре и контролируют давление в затрубном пространстве и НКТ.

Устье скважины закрывают до снижения давления в НКТ с целью предупреждения выноса песка из трещины и образования песчаных пробок на забое.

Заключительные работы после ГРП. Во время технологического отстоя скважины проводятся исследования по давлению с помощью манометра. После технологического отстоя около 48 часов и снижения давления на устье скважины производят срыв пакера при нагрузке 3ч5 т выше собственного веса и его подъём с НКТ.

После срыва и подъёма пакера с помощью партии ПГИ осуществляется отбивка забоя на предмет наличия проппанта в эксплуатационной колонне, интервале перфорации и размер зумпфа скважины.

В случае оставления проппанта в зумпфе скважины и интервале перфорации после извлечения пакера ГРП производят нормализацию забоя промывкой двумя агрегатами FC2251с добавлением ПАВ проппант вымывается на поверхность.

После нормализации забоя производится спуск лифта из НКТ, оборудованного забойной воронкой.

С помощью сваба из скважины отбирается объём жидкости, равный объёму скважины плюс объёму гидроразрыва пласта.

Расстановка техники на кусту у скважины представлена на рисунке 4.1

Рисунок 3.1 Расстановка техники на кусту

3.7 Технологический расчет основных характеристик ГРП по методике И.Т. Мищенко

При выборе скважин для проведения ГРП учитывают геологические условия залежи и технические возможности скважины, обусловленные бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтными работами.

Основными критериями подбора скважины для ГРП являются:

? пласты с ухудшенной емкостно- фильтрационной характеристикой (заглинизированы частым переслаиванием);

? скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с окружающими;

? скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные с неравномерной приёмистостью, эксплуатационные с неравномерным отбором).

ГРП проводить не рекомендуется:

? в нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков и горизонтов ближе 20 м;

? в первом эксплуатационном ряду от разрезающего ряда, вблизи очага заводнения, при интенсивной закачке;

? в скважинах, зонах, достигших проектной выработки;

? при наличии межпластовых перетоков.

Расчет параметров ГРП в ТПП “Повхнефтегаз” осуществляется по Программам трехмерного моделирования. В данном курсовом проекте расчет будет произведен вручную для скважины №1763 куста 50 Повховского месторождения.

Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

а) расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для проведения ГРП;

б) определение вида трещины и расчет ее размеров.

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

Необходимые данные для расчета основных показателей ГРП:

- глубина скважины, м;

- диаметр эксплуатационной колонны, мм;

- эффективная мощность пласта, м;

- интервал перфорации, м;

- пластовое давление, МПа;

- давление на забое, МПа;

- пористость пласта m, доли единиц;

- проницаемость k, м²;

- нефтенасыщенность Sн, тыс. м².

Для возможности сравнения ручных расчетов с фактическими рассчитаем параметры гидравлического разрыва по методике И.Т. Мищенко.

Исходные данные для расчета основных характеристик ГРП на Повховском месторождении для скважины №1763 куста 50 представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Данные для расчета основных параметров ГРП для скважины №1763 куста 50

Определим вертикальную Р_вг и горизонтальную Р_гг составляющие горного давления по формулам соответственно по формулам (1.1) и (1.2):

Р_вг = Н_скв с_п g (1.1),

где Н_скв - глубина скважины, м;

с_п - средняя плотность пород над продуктивным горизонтом, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Р_вг = 2479 2300 9,81 = 55,93 МПа

Р_гг.= (1.2),

где н - коэффициент Пуассона.

Р_гг. = МПа.

Сравнивая значения Р_вг > Р_гг. можно предположить, что в подобных условиях при гидроразрыве пласта следует ожидать образования вертикальной трещины.

Найдём давление разрыва Р_р. Оно определяется по формуле (1.3):

Р_р = Р_вг - Р_пл + _р (1.3),

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

_р - сопротивление горной породы на разрыв, _р = 2,5 МПа.

Р_р = 55,93 - 23,97 + 2,5 = 34,46 МПа.

Определим оптимальную концентрацию песка C_п, кг/м³ в зависимости от скорости осаждения зерен проппанта в рабочей жидкости по эмпирической формуле (1.4):

(1.4),

где С_п - концентрация песка, кг/м³;

V_осажд. - скорость осаждения зерен песка (для вязкости 215 мПас жидкости-песконосителя - V_осажд. = 12 м/ч).

кг/м³

Таким образом, концентрация песка С_п = 333 кг/м³, плотность песка принимаем равным ?_пес. = 2500 кг/м³, темп закачки жидкости Q = 0,058 м³/с.

Определим параметры трещины, используя формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П. Желтова.

Оценим сначала ширину трещины после закачки разрыва. Количество жидкости разрыва для проведения ГРП не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется 4-10 мі. Запроектируем, что при ГРП непрерывно закачивают жидкость разрыва для данной скважины в объеме V_ж.р. = 4 мі с вязкостью 215 мПас при темпе закачки Q = 0,058 м³/с.

Для оценки ширины трещины после закачки жидкости разрыва V_ж.р. = 4 мі определим давление разрыва на забое P_р.заб. в этот момент времени по формуле:

(1.5),

где Е - модуль упругости пород, Па;

Q - темп закачки жидкости разрыва, м³/с (в соответствии с характеристикой насосного агрегата);

м_ж.р. - вязкости жидкости разрыва, Пас.

Для приближённой оценки забойного давления разрыва пласта при использовании фильтрующей жидкости можно использовать формулу (1.6):