Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении

Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Кафедра «Ремонта и восстановление скважин»
по дисциплине: «Ремонт и восстановление скважин»
Тема: «Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении»
2. Инжинерно-геологическая характеристика разреза месторождения
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины
2.4 Возможные осложнения при бурении
3. Анализ применяемых видов ремонтных работ на скважинах
3.2 Выбор и обоснование капитального ремонта скважины
4. Подготовка скважин к гидравлическому разрыву пласта
5.1 Выбор жидкости разрыва, качества песка, продавочной жидкости и жидкости-пескоосителя
5.2 Оборудование и агрегаты для гидроразрыва пласта
6.2 Расчет прочностных характеристик НКТ
7. Влияние особенностей проведения ГРП на эффективность
7.1 Влияние ГРП на окружающие скважины
Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансового в балансовые.
Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добывающие показатели. В связи с высокой стоимостью метод ГРП используется, в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает нужного эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами.
Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки объекта, что в свою очередь сдерживается недостаточными для начального периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем результатов ГРП.
Основные требования и особенности метода:
практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;
в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;
трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;
для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещина вертикальная;
показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному;
для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельным друг другу. Эта характеристика может быть ключом к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП;
значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента.
К жидкости разрыва предъявляются сложные требования: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины.
Увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных скважинах различна (7-28 месяцев) и зависит от геологической характеристики пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте. Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от количества закачиваемого песка в пласт.
За последние годы проведено значительное количество ГРП на Самотлорском месторождении. Состояние изученности результатов применения метода таково, что на сегодняшний день можно говорить только о качественных характеристиках и зависимостях эффекта от геолого-промысловых факторов. Получение количественных зависимостей затруднено отсутствием исследований о направлении и размерах трещин, непоследовательностью, либо недостаточным объемом промысловых исследований.
Среди общих выводов о применении метода гидравлического разрыва пласта на Самотлорском месторождении можно отметить следующее:
наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто-нефтяных зонах;
наличие ВНЗ существенно снижает применение метода;
в монолитных коллекторах в близи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;
в большей части высоко обводненных скважин, в прерывистых коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;
по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.
Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмень.
Географический район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский-Ёган, правых притоков реки Обь.
Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от 43 м, на пойменных участках, до 76 м в центральной части водораздела.
Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего раздела реки достигает 300 м, глубина 4 м, скорость течения 0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский-Ёган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.
Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор (62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное; в северо-западной части - озера Мысовое, Урманное, Вильент, Островное и множество небольших безымянных озер. Суммарная площадь, занимаемая крупными озерами, равна примерно 130 км2, что составляет около 15% всей площади месторождения.
В течение зимнего периода многие болота, озера и таёжные речки промерзают, плохо и труднопроходимы.
Грунтовые воды на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.
Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников, растущими, главным образом, по берегам рек и озер.
Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом (наиболее высокая температура в июле, плюс 30°С) и долгой суровой зимой (наиболее низкая температура в конце декабря и середине января, минус 50°С). Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе минус 25°С, толщина ледяного покрова достигает 50 см на реках и 80 см - на озерах.
Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время - в июле-августе и в холодное - декабре-январе. Общее количество осадков в год достигает 550 мм.
Населенные пункты в районе месторождения редки, расположены по берегам рек. Наиболее близкие населенные пункты: Мегион, Баграс, Лекрисово, Мега, Былино, Соснино, Нижневартовск, Большое Тархово.
Коренное население района - русские, ханты, манси. Количественно преобладают русские. Численность жителей мелких населенных пунктов обычно не превышает нескольких сотен человек. В связи с широким объёмом разведочных и нефтепромысловых работ численность населения и его национальный состав неуклонно растет.
Основными отраслями хозяйства коренного населения являются: лесозаготовки, рыболовство, охота, животноводство, земледелие.
Самотлорское месторождение связано с городом Нижневартовском, концентрирующим базы буровых и нефтепромысловых организаций, и удаленным от месторождения на 15 км асфальтированной автодорогой.
Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески.
Таблица 1 - Сведения о районе работ
Значение (текст, название величина)
Максимальная глубина промерзания грунта, м
Продолжительность отопительного периода, сут
Преобладающее направление ветров, град
2. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождения
Самотлорское газонефтяное месторождение в региональном тектоническом плане приурочено к крупной положительной структуре 1-го порядка - Нижневартовскому своду.
Свод представляет вытянутое в юго-восточном - северо-западном направлениях поднятия, ограничено по периметру глубинными разломами, которые выделены по данным гравитационных и магнитных съемок.
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы свод ограничен с запада Ярсомовским крупным прогибом с юга и юга-запада Юганской мегавпадиной, а с востока Котогорским крупным прогибом.
Протяженность вытянутой оси структуры составляет 300 км, короткой - в центральной части свода - 180 км.
Нижневартовский свод по поверхности отражающего горизонта «Б», отождевляемого с кровлей баженонской свиты, также представляет собой крупную платформенную структуру, осложненную куполовидными и малообразными поднятиями второго порядка.
Наиболее поднятая часть свода осложненная Самотлорским куполовидным поднятием и Больше-Черногорским структурным мысом.
Самотлорское месторождение располагается в пределах одноименного куполовидного поднятия (КП), в состав которого входят Самотлорская, Мартовская, Галкинская, Белозерная, Черногорская, Новогодняя локальные структуры III - IV порядка.
Все они оконтурены изогипсой - 2350-2475 м. и имеют амплитуду порядка 50-100 метров.
По отражающему горизонту «М», приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Самотлорского поднятия существенно выполаживается. В частности, отдельные структуры III порядка, четко выделяемого по горизонту «Б», объединяются в единое куполовидное поднятие. Так, Белозерная, Самотлорская и Мартовская структуры по существу превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25 м) при амплитуде всего купола 100-125 м.
Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1 - Черногорское, Мартовское, Белозерное поднятие практически сливается с Самотлорским. С севера и востока они оконтуриваются изогипсой - 1690 м. а на западе раскрываются (отметки) - 1640-1650 м) в сторону Аганского поднятия. Углы наклона крыльев до 10 45/.
Вышеизложенное свидетельствует об унаследованном характере развития Самотлорского месторождения, где наяву с тектоническим развитием сыграли заметную роль процессы их облекания. Это обусловило построение структурных планов по всем горизонтам юры и мела, но с построением их по более молодым отложениям.
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Геологический разрез описывается в виде текста по породам, слагающим свиту, литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород, а также сведения о градиентах и температуре по разрезу приводятся в таблицах 2,3,4.
В разделе приводятся данные по нефтеносности, газоносности и водоносности (таблица 5-7).
2.4 Возможные осложнения при бурении
Сведения о возможных поглощениях бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтегазоводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения сводятся в таблицах 8-11.
Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Элементы залегания (падения) пластов по подошве
Коэффициент кавернозности в интервале
Таблица 3 - Градиенты давлений и температура по разрезу
Индекс стратиграфического подразделения
Таблица 4 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс стратигра фического подразде ления
Категория породы промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)
Гидротационное разуплотнение (набухание породы
Индекс стратиграфи-ческого подразделения
Относительная по воздуху плотность газа
Давление насыщения в пластовых условиях, МПа
Индекс стратиграфии-ческого подразделения
Относительная по воздуху плотность газа
Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях
Примечание: Газо- и газоконденсатонасыщенные отложения в геологическом разрезе района строительства проектных скважин на территории Самотлорского месторождения отсутствуют
Отношение к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
Таблица 8 - Сведения о возможных поглощениях бурового раствора
Индекс стратиграфического подразделения
Максимальная интенсивность поглощения, м3/час
Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)
Превышение плотности, вязкости и СНС бур р-ра над проектным
Таблица 9 - Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс стратиграфического подразделения
Проработка в интервале из-за этого осложнения
Таблица 10 - Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения
Величина столба газа при ликвидации газопроявления, м
Плотность смеси при проявлении, кг/м3
Снижение гидростатического давления в скважине из-за:
-снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины
Плотность смеси равна плотности нефти
Индекс стратиграфического подразделения
Наличие ограничений на время оставления инструмента без движения или промывки (Да, Нет)
Да (оставление бурильного инструмента без движения в проницаемых пластах более 5 мин)
Отклонение параметров бурового раствора от проектных значений, неудовлетворительная очистка бурового раствора от щлама, несоблюдение режима промывки

3. Анализ применяемых на месторождении видов ремонтных работ на скважинах
В настоящее время на месторождении применяются следующие виды работ КРС:
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (извлечения оборудования из скважины после аварии, допущенных в процессе эксплуатации; очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов; прочие работы по ликвидации аварии);
Переход на другие горизонты и приобщение пластов;
Подземные работы связанные с бурением цементного стакана;
Обработка призабойной зоны пластов (проведение ГРП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов);
Перевод скважин на использование по другому назначению;
Ремонтно-изоляционные работы (отключение отдельных обводненных интервалов, отключение отдельных пластов, исправление негерметичности цементного кольца и.т.д.);
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны тампонированием, установкой пластыря, спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра.
Проводимые работы по текущему ремонту скважин:
Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения);
Перевод скважин на другой способ эксплуатации;
Скважина введена в эксплуатацию: 16.09.2001 г.
Пластовое давление: ЮВ 1 - 185 атм. от 27.10.2005 г.
Ожидаемый дебит скважины: нефти 11 т/сут.
Краткое описание последних трех ремонтов:
20.03.2005 г. - Подъем ЭЦН-250, спуск воронки, т.з. н/о;
Режим до остановки: Qж - 8 м3/сут, Qн - 2 т/сут, вода - 25%.
Состояние к началу ремонта: в бездействии с 11.2004 г. Причина отказа: Малодебитная.
3.2 Выбор и обоснование капитального ремонта скважины
Для проведения капитального ремонта в скважине был выбран вид капитального ремонта - гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Данных вид капитального ремонта выбран по причине:
невозможность перевода скважины в нагнетательный фонд;
невозможность перевода на другие продуктивные горизонты
отдаленность водонефтяного контакта.
Предполагается произвести гидравлический разрыв пласта (КР 7-2) с целью повышения нефтеотдачи.
4. Подготовка скважин к гидравлическому разрыву пласта
Подготовительные работы к проведению ГРП включают в себя:
обследование скважины, состоящий из проверки крепи в интервале ГРП, а также наличие перетоков и техническое состояние эксплуатационной колонны с помощью промыслово-геофизических исследований, путём снижения уровня компрессором или специальным оборудованием (свабом). Работы по свабированию проводятся при работе бригады УКРС, со стонка "СООрем" с помощью тортальной лебёдки. При проведении работ по исследованию обязательно собирается материал об искусственном и текущем забое и привязка материала перфорации по локатору муфт и гаммо-каротажу. Материалы по обследованию скважин, выполняемые силами НГДУ, должны иметь срок давности не более 3-х месяцев. Силами УКРС обследование проводится только после проведения сложного ремонта, связанного с фрезированием и ударными нагрузками на инструмент.
На первом этапе геологической службой НГДУ собираются скважины для проведения ГРП. Основными критериями подбора являются:
Пласты с ухудшенной ёмкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, с частым переслаиванием);
Скважины, давшие при опробировании слабый приток нефти по сравнению с окружающими;
Скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные, с неравномерной приёмистостью, эксплуатационные с неравномерным отбором).
Для проведения процесса ГРП в скважину спускают НКТ-89, если давление разрыва превышает допускаемые напряжения для обсадных колонн, на насосно-компрессорных трубах спускается пакер, который устанавливается над объектом гидроразрыва.
Спуск пакера в технически неисправную колонну не допускается. Во избежание оседания песка на забой скважины пакер снабжается хвостовиком с перфорированной в нижней части трубой. Хвостовик опускается ниже вскрытой мощности пласта.
При производстве ГРП с применением пакера нижняя часть обсадной колонны с высоким давлением изолируется от остальной части, расположенной выше пакера. Возникающий при этом перепад давлений создает действующие на пакер усилие, стремящиеся вытолкнуть пакер вместе с колонной НКТ на поверхность, а в случае закрепления труб к устьевому фланцу устьевой колонны - сжать колонну НКТ вдоль оси. Величина этого усилия зависит от перепада давлений под и над пакером и диаметра обсадной колонны и может достигать при гидравлическом разрыве пласта 1 МН и более.
С целью разгрузки колонны НКТ от сжимающих усилий, а также чтобы пакер не сдвигался по колонне при повышении давления, применяются гидравлические якори, которые устанавливаются над пакерами. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой выдвигаются и прижимаются поршеньки якоря к обсадной колонне.
Техническая характеристика пакера используемого при ГРП:
Наружный диаметр эксплуатационной колонны
Максимальный перепад давлений на пакер
5.1 Выбор жидкости разрыва, качества песка, продавочной жидкости и жидкости-песконосителя
Жидкости для ГРП, основанные на нефти.
Используются для интенсификации притока в породах, чувствительных к воде. Такие породы содержат высокий процент глин, которые могут мигрировать или набухать в присутствии воды или соляных растворов. Жидкости, основанные на нефти, не оказывают неблагоприятного воздействия на пластовые глины, и с этой точки зрения, считаются не создающими повреждений.
Добавки к водяным жидкостям для ГРП.
Водожелатинизирующие агенты загущают пресную воду и мягкие соляные растворы, улучшая перенос проппанта. В образуемых гелях возникают поперечные связи, что увеличивает количество удерживаемого ими проппанта.
Высокотемпературные стабилизаторы водных гелей.
Стабилизаторы гелей используют в тех случаях, когда высокие температуры в забое гидроразрыва ограничивают срок жизни определённого желатинизирующего агента. Уменьшение вязкости из-за повышения температуры, приводящее к более быстрому оседанию песка может быть замедленно использованием этих продуктов, необходимо пользоваться стабилизаторами гелей при температурах от 66 С и выше.
Правильный подбор брекеров для конкретного геля важен при проведении работ по ГРП. Высоковязкая рабочая жидкость должна постепенно деградировать для обеспечения нормальных скоростей оттока и причинения минимального вреда пласту.
Нагнетание в пласт проппантов при проведении работ по ГРП необходимо для поддержания разрыва в открытом состоянии. Ключевыми факторами при оценке являются такие, как напряжение замыкания, прочность породы, а также свойства самого проппанта.
Бактеридцидные соединения используют для борьбы с микроорганизмами, к числу которых относятся бактерии, а также водоросли. Микроорганизмы и продукты их метаболизмы разлагают и разрушают рабочие жидкости для ГРП.
Добавки для уменьшения потерь жидкости.
Геометрия разрыва зависит от нескольких параметров, одним из которых является степень потери жидкости. Для создания приемлемого проникновения разрыва в проницаемую породу часто требуются специальные добавки, которые позволяют контролировать утечки. При выборе подходящих добавок следует учитывать размер частиц продукта, его растворимость, а также возможные повреждения слоя пропанта и нарушения проводимости.
Снижающие трение добавки обычно представляют собой эмульсии высокомолекулярных полимеракриламида в нефти. Они могут частично гидролизоваться, и реагировать с другими химикатами с образованием катионов и анионов. Эффективно используется для уменьшения давления трения во всех типах жидкостей, от кислот до углеводородов. Уменьшение давления трения достигает 80%.
Пена - это дисперсная система жидкости и газа, с газом как внешней фазой. Пласты с низким давлением очень часто медленно обрабатываются, и может возникнуть необходимость применять свабирование скважины. Вспененные жидкости разрыва - решение этой проблемы. Пена имеет низкое содержание жидкости, демонстрирует отличные результаты по управлению фильтрацией и лучшее течение из скважины, благодаря расширению газовой фазы. Основной жидкостью может быть вода, кислота, водный раствор метанола, дизтопливо, керосин или сырая нефть.
Для гидроразрыва пластов на Самотлорском месторождении рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 м. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; де эмульгатор; стабилизатор глин CAT - НС. - 2 геллянт -6-8 л/м3; CAT-HC-Act активатор-4-5 л/ м3; брейкер HGA-B -1,2 кг/м3. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1000 кг/м, вязкость 0,150-0,350 Па·с.
В практике широко применяются кварцевые пески с размером зерен 0,4-1,2 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Если поступление песка в трещины затрудняется, следует увеличить темп закачки жидкости или повышать ее вязкость. Применяемые на практике концентрации песка в жидкости - песконосителе колеблются в широких пределах и зависят от пескоудерживающей способности жидкости и технических возможностей насосного оборудования.
5.2 Оборудование и агрегаты для гидроразрыва пласта
ООО СП "Катобьнефть" располагает четырьмя мобильными комплексами для производства ГРП на гелированных жидкостях или кислотах и достаточным количеством скважинного оборудования.
Комплекс спецтехники СП "Катобьнефть" для производства ГРП:
- Пескосмесительная установка-Блендер МС-60;
Практически всё оборудование для ГРП смонтировано на шасси тяжелых грузовиков "Мерседес-Бенц" повышенной проходимости и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений Западной Сибири. За счёт компактности размещения оборудования комплекс ГРП способен развёртываться в стеснённых условиях кустовых площадок.
Блендер МС-60 - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на приём насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.
Максимальная подача смеси - 8 м3/мин при давлении 4 атм. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкости разрыва. Турбинные расходомеры по жидкости и смеси. Радиоактивный плотномер смеси. Две системы подачи жидких химикатов и две системы подачи сухих химикатов, управление бортовым компьютером или оператором. Контролируемые параметры - расход на приёме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приёме и выкиде, параметры силовой установки.
Насосный агрегат FS-2251. Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении. Трёхплунжерный пятидюймовый насос SPM приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISON двигателем DETROIT DIESEL. Силовая установка - двухтактный дизель 16V149TIB номинальная мощность-2250 л.с. при 2050 об/мин. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси. Максимальное рабочее давление - 800 атм. При подаче 0,77 м3/ мин. Максимальное давление-1050 атм. Максимальная подача-2,5м3/мин. Электронная система защиты от превышения установленного давления.
Блок манифольда IS-200. Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления. Подача общего потока от насосов в скважину по системе высокого давления. Система низкого давления - диаметр 4 дюйма. Система высокого давления - диаметр 3 дюйма, давление-1050 атм. Одновременное подключение до шести насосов.
Песковоз. Песковоз предназначен для перевозки проппанта и контролируемой подаче его на блендер и представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом. Подача проппанта производится через гидравлически управляемую заслонку. Полезная максимальная нагрузка до 30 т. Короткая колёсная база обеспечивает повышенную манёвренность.
Станция контроля. Станция контроля - это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Для управления насосными агрегатами в станции установлены шесть электронных панелей, которые позволяют одному оператору управлять всеми насосами. Имеется возможность одновременной остановки всех насосов в аварийных случаях. Для оперативной связи в процессе работ имеется комплект радиосвязи близкого радиуса действия. Для контроля процесса ГРП и сбора данных станция оснащена компьютерной системой преобразования сигналов и двумя персональными компьютерами.
Компьютеры используются для проектирования ГРП, записи параметров процесса, обработки информации и распечатывания отчётов.
Ёмкости технологических жидкостей ГРП. Для приготовления технологических жидкостей гидроразрыва (гелей на водной или углеводородной основе) имеется парк передвижных ёмкостей. Ёмкости цилиндрические, горизонтальные, объёмом от 40 м3 до 75 м3 смонтированы на трёхосных колёсных прицепах.
месторождение пласт порода скважина
Рис. 1 - Схема расстановки оборудования при проведении ГРП
6.1 Расчет параметров гидравлического разрыва пласта
Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:
расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;
определение вида трещин и расчет ее размеров.
Глубина залегания продуктивного пласта, Н
Предел прочности песчаника на разрыв дс
Количество песка вводимого в трещины
Плотность жидкости песконосителя, рж
Эффективная вязкость жидкости песконосителя,
Располагаемый расход жидкости разрыва, Q
Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления:
Рассчитываем давление разрыва пласта:
Рассчитываем допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя:
Рассчитываем допустимое давление в зависимости от прочности трубы верхней части колонны труб на страгивающее усилие:
Количество жидкости, требуемое для разрыва равно количеству жидкости-песконосителя:
Рассчитываем объем продавочной жидкости:
Рассчитываем общую продолжительность процесса ГРП:
л/с - темп закачивания жидкости разрыва.
Рассчитываем радиус горизонтальной трещины:
- эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления (для Н = 2655, с = 0,02655);
Рассчитываем проницаемость горизонтальной трещины:
Рассчитываем проницаемость призабойной зоны:
Рассчитываем проницаемость дренажной системы:
Рассчитываем максимальный дебит скважины после ГРП по формуле Дарси:
Рассчитываем количество насосных агрегатов:
- производительность насосного агрегата FS-2251.
6.2 Расчет прочностных характеристик НКТ
Предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении гладких труб по ГОСТ 633-80 напряжение достигает предела текучести:
- средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), м;
B - толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;
т - предел текучести материала труб, Па;
L - длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), м;
- угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равный 60°;
- угол трения, принимаемый в расчетах равным 7°.
Предельное растягивающее усилие , при котором в теле трубы с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами по ГОСТу 633-80 возникает напряжение, равное пределу текучести, определяют по формуле:
т - предел текучести материала труб, Па;
Внутреннее избыточное давление , при котором наибольшее напряжение в трубах достигает пре-дела текучести, определяется по формуле:
т - предел текучести материала труб, Па;
0,875 - коэффициент, учитывающий разностенность сечения трубы.
Наружное избыточное давление , при ко-тором наибольшее напряжение в трубе достигает предела текучести, определяется по формуле:
a,b - большая и малая полуос
Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Анализ телевизионной передачи. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Зависимость стиля общения от свойств темперамента
Реферат: Греция и Россия. Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинение: Давайте поспорим, Базаров!
Автореферат На Тему Малогабаритна Вихорева Турбіна Як Привід Гідродинамічного Очисника В’Язких Рідин
Реферат: Способы разрешения конфликтной ситуации в старшем школьном возрасте
Реферат: Рынок ценных бумаг Украина
Судебно Медицинская Экспертиза Огнестрельной Травмы Реферат
Сочинение По Тексту Глубокая Зимняя Ночь
Реферат: Залізничний транспорт України
Картина Московский Дворик Сочинение 4 Класс
Предприятия Розничной Торговли Курсовая
Реферат: Miranda Rights Essay Research Paper The constitution
Размещение Ссылок На Сайте Реферат
Таможенный Контроль За Перемещением Лицензируемых Товаров Курсовая
Реферат по теме Конституционно-правовое регулирование статуса языка в зарубежных странах как важнейшая правовая основа сохранения социальной стабильности в обществе
Ответы Контрольной Работы 8 Класс Мордкович
Контрольная работа по теме Электрифицированные ручные машины и электроинструменты
Курсовая Работа На Тему Бурякоцукровий Підкомплекс України: Стан, Проблеми, Перспективи Розвитку
Вывод По Отчету По Учебной Практике
Особенности аудиторского заключения - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Современная Украина - География и экономическая география презентация
Особенности условий эксплуатации шахтных вентиляторных установок главного проветривания - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа