Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное"

Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.


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.

Размещено на http://www.allbest.ru/
1.1 Общие сведения о месторождении
Территория месторождения 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.
Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена рекой Васюган и её притоком - Чижапка. Реки имеют крутые, обрывистые берега, заросшие густым кустарником. Болота занимают примерно 40% территории участка (рис 1)
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 проходит грунтовая автомобильная дорога, идущая вдоль реки Васюган. Сообщение осуществляется по этой дороге, по р. Васюган, судоходной в течение всего летнего периода, и по зимним дорогам. Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода и рядом идущего газопровода 60 км. Вдоль трубопроводов проходит линия электропередачи.
Рисунок 1 - Обзорная карта Снежного нефтяного месторождения.
В геологическом строении Снежного месторождения принимают участие терригенно-осадочные отложения фундамента доюрского и мезозойско-кайнозойского чехла. Продуктивные пласты на Снежном месторождении находятся в Юрской системе в тюменской и наунакской свитах.
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).
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 Ю 16 - Ю 2 .
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.
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. В верхней части разреза свиты выделяются песчаные пласты Ю 1 1 , в отдельных скважинах Ю 1 2 , в нижней - пласт Ю 1 3-4 . Толщина отложений свиты - 53-77 м.
Снежное месторождение нефти в современном тектоническом плане расположено в пределах крупного структурного носа, осложняющего крайнюю северо-западную периклиналь Парабельского мегавала (рис 2)
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 2 - Тектоническая карта района работ
Установлено, что пласты в верхней части юрских отложений Снежного 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 Ю 1 2 по промыслово-геофизическим данным коллектора характеризуются следующими средними значениями параметров: пористость - 13,9%, нефтенасыщенность - 60,6%, проницаемость - 2,4мД.
Пласты Ю 1 1 и Ю 1 2 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 Ю 1 2 в колонне из интервала 2419-2433 м. получен приток нефти дебитом 0,24 м 3 /сутки на штуцере 1 мм.
Таким образом, подтверждается наличие газовой и нефтяной залежей в пластах Ю 1 1 и Ю 1 2 наунакской свиты в пределах Снежного поднятия.
За счет работы газовой залежи пласта Ю 1 1 газовый фактор составил 264 м 3 /м 3 . До гидроразрыва дебит скважины составлял 0,24 м 3 /сутки на штуцере 1 мм.
При совместном испытании пластов Ю 1 1 и Ю 1 2 после проведенного гидроразрыва из интервалов 2409,1-2412,2; 2423,4-2432,0 получен приток нефти с дебитом 32 м 3 /сутки на штуцере 8 мм.
1.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды
Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю 1 1 Снежного месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р.
По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:
- легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м 3 )
- малосернистую (содержание серы - 0,3%)
- смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 5,8%)
- высокопарафинистую (содержание парафинов - 7,73%)
- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 61%).
Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю 1 1 Снежного месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам.
Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю 1 2 Снежного месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р.
По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:
- особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797,4 кг/м 3 )
- малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 3,3%)
- высокопарафинистую (содержание парафинов - 17,78%)
- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).
1 .6 Физико-химические свойства пластовых вод
Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г./л как максимум по горизонту Ю 1 . Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды
Все пробы содержат большую примесь технической воды, обогащенной хлористым калием. В природных условиях содержание калия наблюдается не более 200-300 мг/л. В исследуемых пробах оно колеблется от 1272 до 6161 мг/л.
Содержание других макро- и микрокомпонентов низкое. Так, например, содержание стронция в водах юрских отложений не менее 300 мг/л. В исследованных пробах оно колеблется от 18,2 до 80,2 мг/л. Примерно на столько же понижено содержание йода, брома, лития, рубидия.
2.1 Гидра влический разрыв пласта (ГРП)
Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Характеризуемый как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается вдоль плоскости, расположенной перпендикулярно направлению минимальных напряжений, благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Это приводит к расширению области пласта, дренируемой скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
Проведение ГРП преследует две главные цели:
- повышение продуктивности пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины;
- создание высокопроницаемого канала притока в поврежденной призабойной зоне.
В итоге, кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также, увеличивается конечная нефтеотдача за счет выработки слабо дренируемых зон и пропластков.
Наиболее высокая эффективность этого метода может быть достигнута при проектировании ГРП как элемента системы разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности пласта и др. Таким образом, систематический авторский надзор за внедрением ГРП позволяет принимать оперативные меры для повышения его эффективности.
Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе. Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развитием и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.
Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па-с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии.
Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.
В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).
При использовании жидкости на водной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании. Обычно рецептура жидкостей составляется и исследуется в промысловых лабораториях и НИИ.
Жидкости-песконосители также изотавливают на нефтяной и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей-песконосителей используются те же жидкости, что и для разрыва пласта.
Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для определения водоотдачи глинистых растворов. При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной близости от стенок скважины.
Хорошей песконесущей способностью обладают эмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем. Известные трудности возникают при закачке песконосительной жидкости, так как из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя - песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты хотя и делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях быстро изнашиваются. Для снижения потерь давления на трение на 12 - 15% разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе, которые хотя несколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при движении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок являются тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры. Заметим, что недостаточная песконесущая способность жидкости может быть всегда компенсирована увеличением ее расхода. В качестве жидкости-песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих скважинах используется чистая вода.
Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.
Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты эффективного ГРП без применения наполнителя. Однако в этих случаях эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. В результате он частично разрушается, а частично вдавливается в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать высокой прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом случае перенос его по трещине и ее заполнение были бы наиболее успешными. Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин.
Для ГРП применяют песок размером от 0,5 до 1,2 мм. Обычно в первые порции жидкости-песконосителя замешивается более мелкая фракция (0,5 - 0,8 мм), а в последующую часть расчетного объема - более крупные фракции.
В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность (2650 кг/м3), которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. Кроме того, его плотность на смятие в ряде случаев бывает недостаточной. В связи с этим в мировой практике в последнее время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна агломерированного боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха.
Плотность стеклянных шариков примерно равна плотности кварца, т.е. 2650 кг/м3, но они прочнее и меньше вдавливаются в породу. Плотность порошка агломерированного боксита 1400 кг/м3 Производятся промышленные испытания наполнителя из особо прочных искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность, близкую к плотности жидкости (1100 кг/м3) песконосителя.
В настоящее время современная техника и применяемые жидкости позволяют осуществлять успешную закачку при средней концентрации песка порядка 200 кг/м3 жидкости. Однако применяются как большие, так и меньшие концентрации. Количество закачиваемого песка, расходуемого на одну операцию ГРП, по данным фирмы Халибартон, к настоящему времени доведено в среднем до 22,5 т, а количество закачанной жидкости в среднем (жидкость разрыва + жидкость-песконоситель) до 151,4 м 3 .
Определение места образовавшейся трещины
Для определения места образовавшейся трещины используют активированный радиоактивными изотопами песок, который в небольшом объеме вводят в последние порции закачиваемого наполнителя. Сравнивая результаты гамма-каротажа, снятого до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения. Для той же цели используют специальные шарики из синтетического материала диаметром 3 - 5 мм, активированные также радиоактивными изотопами. Перед завершением закачки наполнителя в него вводят через лубрикатор 7 - 10 шт. таких шариков, местоположение которых определяют также с помощью гамма-каротажа.
Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы:
При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из - за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.
2) Нарушение проницаемости песчаной пробки
Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.
Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.
Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента.
В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью.
Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд приемуществ над жидкостью на нефтяной основе.
1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент - вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.
2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.
3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно они не взрывоопасны.
4. Жидкости на водной основе легко доступны. Этот тип жидкости легче контролируется и загущается.
Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды, чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины была очевидной для ранних исследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.
Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованы в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г./м3 гуарового соеденителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH.
Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дисперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Достоинства:
1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.
2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.
3. Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.
4. Соединительные системы более эффективны в цене за фут полимера.
Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.
Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует
большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.
Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и г идроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.
Эмульсионные жидкости разрыва. Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и проданна. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ - 31 $ за м3. Использование эмульсий типа «нефть в воде» направленно сокращалось с ростом цены на нефть.
Для гидравлического разрыва пласта принимаем эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: H= 2800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=16.8 см.; трубы из стали марки C; эффективная мощность пласта h=15 м; интервал перфорации эксплуатационной колонны 2340-2360 м; число отверстий на 1 м. эффективной мощности пласта - 10; коэффициент продуктивности скважин - 0.115 т./ сут. (кгс/ см 2 ); пластовое давление 200 кгс/см 2 ; забойное давление 170 кгс/см 2 ; вода и песок в продукции скважины отсутствуют.
Определение расчетных по казателей процесса гидроразрыва
Основными расчетными показателями гидроразрыва являются: давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус и проницаемость трещин, дебит скважины после ГРП, тип и число насосных агрегатов, ожидаемая эффективность ГРП.
Для выяснения приемистости скважины и ожидаемого давления разрыва скважина должна быть предварительно испытана. По данным испытания должна быть построена зависимость приемистости скв. от давления на забое. Эта кривая позволяет определить давление разрыва пласта. При давлении разрыва Р з.р.= 35 МПа приемистость скважины составила 1300 м 3 / сут.
Давление разрыва пласта для получения трещин горизонтального направления зависит:
1) от величины вертикального горного давления, определяемого глубиной залегания пласта плотностью вышележащих пород;
2) от величины пластового давления; 3) от перераспределения напряжения в пласте, вызываемого его разбуриванием; 4) от естественной трещиноватости пород пласта.
Для выяснения приемистости скважины и величины ожидаемого давления разрыва рекомендуется предварительно испытать скважину на поглощение при различных давлениях и определить опытным путем давление разрыва и расход жидкости разрыва. Такое испытание проводится путем закачки в скважину маловязкой нефти в нарастающих объемах. Для этого к устью скважины присоединяют один или несколько насосных агрегатов высокого давления и замеряют расход рабочей жидкости несколько раз, чтобы получить достаточное число точек для построения кривой зависимости приемистости скважины от давления на забое скважины. По этой кривой можно определить давление разрыва на забое и соответствующую ему приемистость скважины.
Р в.г .= Hp п ./10=2800*2.5/10=700 кгс/см 2 , (2.1)
где Н=2800 м - глубина залегания пласта; р п .=2.5 - средняя относительная плотность вышележащих пород.
р разр. =р в.г. -р пл. +у р., (2.2)
где р пл. =200 кгс/см 2 -пластовое давление; у р =15 кгс/см 2 -давление расслоения пород;
р разр. =700 -200+15=515 кгс/см 2 , (2.3)
приближенно давление разрыва на забое можно определить по эмпирической формуле:
р затр. = Hk/10= 2800* 1.75 /10 = 490 кгс/см 2 , (2.4)
где К=1.5 - 2.0; принимаем среднее значение К= 1,75.
Для выяснения возможности проведения разрыва пласта через обсадную колонну проверим прочность колонны на внутреннее давление по формуле Ламэ.
Допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя вязкостью м=250 спз будет
Р у = D н 2 - D в 2 / D н 2 + D в 2 * у тек / k + р пл +h*p /10 - L* p/ 10 кгс/см 2 , (2.5)
Р у = 16.8 2 -14.4 2 /16.8 2 +14.4 2 *3200/1.5+200+89,6*0.95/10-2800*0.95/10 =
где D н = 16.8 см - наружный диаметр обсадных труб; D в =14.4 см - внутренний диаметр нижней части колонны труб; у тек = 3200 кгс/ см 2 - предел текучести для стали марки С; k= 1.5 - запас прочности; h= потери напора на трение в обсадной колонне; p= 0.95 - относительная плотность жидкости разрыва; L= 2800 м - длина обсадной колонны.
Для принятого расхода 1300 м 3 / сут (15 л/с) эти потери напора при глубине скважины 1750 м составляют 56 м ст. жидк., а для нашей скважины глубиной 2800 м будут
Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия будет
P у = (Р стр : k) - G / рD 2 в : 4 кгс/ см 2 (2.6)
Р у = (125:1.5 - 50) *1000 / 3.14*14.4 2 :4 = 204.7 кгс/ см 2
где р стр -125 тс - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали марки С; з=1.5 - запас прочности; G= 50 тс - усилие затяжки при обвязке обсадной колонны.
Возможное забойное давление при давлении на устье 204.7 кгс/см 2 составит
Р заб = 204.7 + 2800*0.95/10 -89,6*0.95/10 =384 кгс/см 2
Р у = 384 - 2800*0.95/10 + 89,6*0.95/10 =182 кгс/ см 2
Следовательно, давление на устье скважины (182 кгс/ см 2 ) будет ниже допустимого для принятых труб из стали марки С при толщине стенки 12 мм трубы испытываются на внутреннее давление 185 кгс/см 2 . Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления разрыва гидравлический разрыв ведем непосредственно через колонну обсадных труб.
Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По данным, объем жидкости разрыва колеблется в пределах 5 - 10 м 3 . Для данной скважины
Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная Работа Торкунов 9 Класс
Принятие Христианства Эссе
Доклад по теме Закон Мура
Реферат по теме Основные понятия теории физической культуры: их сущность и соотношение
Сочинение Описание Моего Друга 7 Класс
Дипломная работа по теме Автоматизация рабочего места инженера
Курсовая работа по теме Формы и системы оплаты труда. Фонд оплаты труда, методы его планирования
Структура Сочинения Рассуждения 6 Класс
Темы Рефератов 8 Класс
Курсовая работа по теме Турция во второй половине ХІХ - начале ХХ века
Реферат по теме Физиология развития ребенка
Курсовая работа: Розвиток комунікативних здібностей дітей дошкільного віку
Реферат Юридическое Сопровождение Трудовых Отношений На Предприятии
Документирование Процесса Откомандирования Персонала Реферат
Как Писать Сочинение В Художественном Стиле
Реферат по теме Кавказ в период Великой Отечественной войны
Ответ на вопрос по теме Билеты по геодезии (2002г.)
Реферат: Содействие эффективной занятости населения
Реферат На Тему Иосиф Виссарионович Сталин
Обучение Написанию Сочинения 15.3 Огэ
Бухгалтерский учет транспортных расходов организации - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Экономика Перу - География и экономическая география реферат
Методика проверки использования и обеспечения сохранности материальных ценностей - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа