Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения пласт БС (стр. 12 из 19)

Блок манифольда собран из труб длиной 2 фута (0,61 м), 4 фута (1,22 м) и 10 футов (3,05 м).

Внутренний диаметр, мм 60

Толщина стенки трубы, мм 12

Рабочее давление, МПа 100

Эти трубы на концах имеют БРС для соединения их в линию.

Также блок манифольда состоит их тройников, переводников, обратных клапанов, предохранительного клапана, контрольно-измерительных приборов (манометров).

При подготовке скважины к ГРП она оборудуется специальной арматурой. Эта арматура крепится на колонный фланец, оборудуется крановой задвижкой и рассчитана на рабочее давление 100 МПа, ее вес 100 кг.

Подземное оборудование, применяемое при ГРП.

При проведении ГРП используется следующее подземное оборудование, в комплекте:

Колонна труб НКТ – 3 дюйма

Шаблоны (до 3 штук)

Пакер

Скрепер для очистки интервала посадки пакера

Перо-воронка

Воронка

Колонна труб НКТ собрана из труб иностранного или отечественного производства марки N-80.

Наружный диаметр трубы, мм 88,9

Внутренний диаметр трубы, мм 76

Длина трубы, м 10

Вес, кг/м 13,8-17

Без высаженных концов

Максимальное давление, МПа 72

Усилие разрыва, кН 578,8

Пакер

Тип OMEGAMATIK

Наружный диаметр, мм 123.8

Длина, мм 1506

Рабочее давление, МПа 50

Диаметр эксплуатационной колонны,

разобщаемой пакером, мм 146

Скважинная среда – нефть, газ, пластовая вода.

Пакер OMEGAMATIK имеет 2 якоря: механический и гидравлический. При посадке пакера колонну труб НКТ поворачивают против часовой стрелки, при этом срабатывает механический якорь. Он предотвращает движение (сползание) подземного оборудования вниз, воспринимая нагрузку части подвески (около 20 тонн), при этом сжимаются резиновые уплотнительные кольца, герметично разобщая колонну над и под пакером. Гидравлический якорь заякоревается во время работы при наличии перепада давления в НКТ и затрубном пространстве. Непосредственно перед посадкой пакера интервал его посадки расхаживают, прорабатывают скрепером. Шаблоны служат для проверки проходимости колонны пакером.

4.3 Осложнения при ГРП

При проведении ГРП в колонне НКТ (88,9 мм) может остаться некоторое количество пропанта. Об это осложнение выражается повышением давления закачки продавочной жидкости ГРП, жидкости промывки после ГРП, невозможностью сорвать пакер.

При невозможности безопасного срыва пакера, необходимо промыть НКТ от пропанта в следующей последовательности:

1. Подготавливают и опускают следующую компоновку НКТ, состоящую из труб диаметром 33 мм и 48 мм:

· Перо-воронка (Æ33 мм);

· НКТ наружный диаметр 33 мм – 2 шт.;

· Стоп-кольцо (имеет наружный диаметр, исключающий прохождение в пакере, внутренний диаметр 33 мм. Служит для определения момента дохода компоновки НКТ до пакера и препятствию прохождению труб в зону ниже пакера);

· НКТ – наружный Æ33 мм – 1 шт.;

· Далее НКТ - Æ48 мм до устья.

Все резьбы должны быть очищены и смазаны. Спуск колонны НКТ производят с обязательным замером, с периодической промывкой, так как в колонне труб Æ88,9 мм находится гель и возможно ее вытеснение на поверхность.

2. Определяют верх песчаной пробки в подвеске ГРП;

3. Приподнимают колонну труб на одну трубу, устанавливают промывочную головку с вертлюгом;

4. Собирают нагнетательную линию от насосного агрегата до отвода на «столе – тройнике», обратную линию от блока долива до НКТ (предпочтительно применять обратную промывку, для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);

5. Вызывают циркуляцию и осторожно достигают верха песчаной пробки;

6. Признаком достижения НКТ до пакера будет жесткая посадка «стоп – кольца» на посадочное седло в пакере;

7. Промывают скважину не менее двух объемов для очистки зоны, непосредственно под пакером, контролируя выход песка.

Причинами повлекшими возникновение STOPа являются:

· Отказ насосного оборудования на устье;

· Недостаточная перфорация;

· Не корректные данные о пласте;

Так же причиной остановки проведения операции ГРП может служить не герметичность посадки пакера. Пакер приподнимают на несколько метров, осаживают и опрессовывают. В случае отрицательного результата – производят подъем пакера, с ревизией.

4.4 Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования

Скважина это горная выработка цилиндрической формы, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз больше ее длины. Устье скважины расположено на дневной поверхности, забой – на дне выработки.

Ствол скважины между устьем и забоем состоит из обсадной колонны спущенной в выработку, укрепленной цементным камнем в пространстве: горная порода - внешняя часть обсадной колонны. Низ обсадной колонны оборудуют башмаком, для направления колонны при ее спуске, для препятствия среза со стенок выработки глинистой корки и породы – загрязняющих нижнюю часть колонны, для предупреждения смятия торца нижней трубы. Материал – бетон, чугун. Представляет собой толстостенный патрубок длиной 0,5 м, наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний равен внутреннему диаметру обсадной колонны.

Устьевая часть состоит из навинченного на верх обсадной колонны колонного патрубка, на который в свою очередь наворачивается колонный фланец. Над колонным фланцем устанавливается крестовина, по обе стороны от которой отходят задвижки, герметизирующие затрубное пространство от атмосферы (с рабочей и с полевой стороны задвижки КППС 65х140).

Рисунок 4.1. Схема фонтанной арматуры.

При эксплуатации скважины механическим способом, различают арматуры для добычи с электроцентробежным насосом и штанговой глубинно-насосной установкой (ШГН). Устьевая арматура погружного ЭЦН отличается от фонтанной, применением трубной головки с кабель-вводом. Для работы ШГН необходима герметизация на устье полированного штока, что достигается заменой центральной задвижки и тройника фонтанной арматуры на сальниковое устройство герметизации устья скважины (СУЗГ – 2).

5.Специальная часть

На месторождении мероприятия по ГРП проводились с декабря 1993 года по июль 1995 г. Всего было проведено 30 скважино-операций управлением «Интрас», в т.ч. в 1993г. – 1, в 1994г. – 10, в 1995г. – 19 скважино-операций. Скважина 3824 после ГРП не введена в разработку, поэтому эффективность ГРП в этой скважине не оценивалась. В 2000 – 2001 годах продолжют гидоразрыв пласта силами Шлюмберже – проведено 31 операция.

Гидроразрыв пласта проводился в добывающих скважинах в зонах с 1 по 8. Основная масса скважин находится в северо-западной части месторождения (блоки 1, 2, 3, 4, 5 и 6). Блок 1 – скважины 7052, 3000, 3013, 7053, 3016, 1304, 1308; блок 2 – 3042, 3044, 3052; блок 3 – 3070, 1184р, 3095; блок 4 - 1336, 3107; блок 5 – 7082, 3201, 1369, 7058, 3215, 3210, 7108; блок 6 – 1376, 3326, 3277, 1384, 3271, 3263; блок 7 – 3340; блок 8 – 1660, 3451.

5.1 Расчет параметров ГРП

Целью расчета является определение количества материалов, необходимых для проведения процесса (рабочих жидкостей, песка, химреагентов), давление на устье скважины при выбранных темпах закачки жидкости в пласт и потребной гидравлической мощности оборудования (число агрегатов, буллитов), а также концентрации песка в жидкости носителе.

Исходные данные для расчета ГРП на скважине 7082 куст 32а.

Искусственный забой, м	2369
Интервал перфорации (верх/низ)	2346-2361
Глубина посадки пакера, м	2313
Пластовое давление, кПа	22100
Пластовая температура, °С	73
Проницаемость, мД	4
Пористость, %	21
Градиент разрыва принят кПа/м, (DР)	13,6
Предел прочности песчаника на разрыв Мпа, s_п	9
Горное (геостатическое) давление, Мпа	37
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны d, мм	130,6
Наружный диаметр НКТ d_н, мм	88,9
Внутренний диаметр НКТ d_вн, мм	76
Вместимость НКТ 88,9 мм, м³/м	0,00454
Объем затрубного пространства, м³/м	5,79/100
Плотность жидкости, кг/м³	1000
Плотность горных пород под продуктивным горизонтом, кг/м³	2600
Вертикальная глубина, м	2230
Средний удельный вес пород по разрезу, (g) н/м³	0,023

1. Находим вертикальную составляющую горного давления

Р_гв=r_п×q×L×E; (5.1)

где r_п – плотность горных пород под продуктивным пластом, Е – модуль упругости пород (1 – 2)×10^-4

Р_гв=2600×9,81×2380×10^-6=60,7 Мпа.

Находим горизонтальную составляющую горного давления

Р_гг=Р_гв×(n/1-n); (5.2)

где n=0,3

Р_гг=60,7× (0,3/1-0,3)=26 Мпа

В данном случае в условиях пласта образуются вертикальные трещины.

2. Рассчитываем рабочее забойное давление при ГРП

Р_{ГРП. З}=(g_п×Н×s_р)×a (5.3)

где a - коэффициент, учитывающий необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва (a=1,2 – 1,4)

Р_{ГРП. З}=(0,023х2230х9)х1,4=64,6 МПа

3. Расчет устьевого расчетного давления ГРП

Р_{ГРП. У}=Р_ГРП.З-Р_ст+Р_тр; (5.4)

где Р_ст- статическое давление столба жидкости в скважине, DР _{ч ст}=0,0101 Мпа/м, Р_ст=DР _{ч ст}×Н, Р_ст=0,0101х2230=22,5 Мпа, Р_тр – потери давления на трение при ГРП

(5.5)

где l - коэффициент гидравлического сопротивления;

(5.6)