20-билет
І. Гидроразрыв пласта. Физическая сущность и технология проведения процесса.
ІІ. Основное и вспомогательное оборудование штанговых насосных установок.
ІІІ. Системы разработки месторождения. Геолого-промысловое обоснование выбора системы разработки УВ.
Гидроразрыв пласта. Назначение, физическая сущность процесса, область применения ГРП.
Основные компоненты жидкости разрыва, их назначение. Давление разрыва.
Гидравлическим разрывом пласта называется процесс, при котором на забое скважины с помощью жидкости разрыва создается высокое давление, которое должно превышать давление вышележащих горных пород. При таком давлении жидкость разрыва воздействует непосредственно на породу пласта, вплоть до разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется грубозернистый песок или керамические шарики для удержания созданной трещины в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Созданные каналы объединяются с существующими природными трещинами и тем самым создают дополнительную площадь дренирования скважин.
При гидравлическом разрыве пласта должны быть решены следующие задачи:
1. создание трещины;
4. удержание трещины в раскрытом состоянии;
удаление жидкости разрыва;
5. повышение продуктивности пласта.
Проведение ГРП преследует две главные цели:
1. Повысить продуктивность скважины, путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины.
2. Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости. Причем проницаемость может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов: закупорка пор буровым раствором, вторжение воды из посторонних источников, разрушение перфорации, уплотнение материнской породы, закупорка пласта природными глинами и т. д.
Основными этапами подготовки проведения ГРП являются:
1. Выбор скважин для проведения ГРП;
2. определение оптимальной геометрии трещины-длины и проводимости с учетом проницаемости пласта;
3. подбор пропластка в соответствии с прочностью пласта;
4. подбор жидкости разрыва с учетом характеристики пласта;
5. расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания;
6. расчет экономической эффективности проведения ГРП.
Скважины, в которых проводится гидравлический разрыв, должны быть до забоя обсажены эксплуатационной колонной и зацементированы. Чтобы улучшит фильтрационные свойства призабойной зоны, скважину перед началом работ очищают, промывают от грязи. Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой, рассчитанной на давление на 25% выше статического. К фонтанной арматуре подсоединяется специальная головка, к которой подключаются агрегаты для нагнетания жидкости разрыва. Кроме того, скважина имеет следующее наземное оборудование: насосный агрегат АН-500, который имеет рабочее давление до 500кг/м3, приемный коллектор, цементировочный агрегат, емкость для жидкости разрыва, расходомер, манометр, пескосмеситель П-100, который может создать концентрацию песка до 1000кг/м3 при производительности до 100тонн в сутки.
Над кровлей продуктивного пласта устанавливают пакер, чтобы не подвергать эксплуатационную колонну действию высокого давления. Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления, на трубах выше пакера рекомендуется устанавливать гидравлический якорь. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой кольцевые грани врезаются в колонну и оказывают тормозящее действие по отношению к пакеру. При гидравлическом разрыве в продуктивный пласт, через колонну НКТ закачивают жидкость разрыва. Разрыв пласта осуществляется до момента расслоения пласта, т.е. до образования новых трещин и расширения уже имеющихся.
В качестве жидкостей разрыва в газовых скважинах, вскрывающих плотные терригенные породы, используют керосинокислотную или водокиросиновую эмульсии. В породах менее прочных можно применять пластовую воду, слабые растворы соляной кислоты (1.5-2%). Рабочие жидкости должны легко растворяться в пластовой жидкости, ее вязкость не должна меняться во время проведения гидравлического разрыва, концентрация песка должна быть постоянной, нельзя допускать оседания песка в трубах. Кроме того рабочие жидкости, применяемые для образования трещин, не должны содержать механических примесей и образовывать нерастворимые осадки, т.е не должны уменьшать проницаемость пласта.
После разрыва пласта переходят к нагнетанию жидкости –песконосителя. Для заполнения полученных трещин и предотвращения их замыкания применяют проппанты двух видов: кварцевый песок, имеющий угловатую форму зерен, т.к. окатанные зерна могут вымываться обратно или синтетические проппанты средней и высокой прочности. Основными физическими характеристиками проппантов являются такие параметры как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, форма гранул и их плотность. Чаще всего применяют проппанты с размерами гранул 0.4-1.7мм. Наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин являются пески, с плотностью 2.6г/см3. Пески обычно используют при гидроразрыве пласта, напряжение сжатия которого не превышает
40 МПа. Среднепрочными являются керамические проппанты плотностью 3-3.3г/см3, используемые при напряжении сжатия до 69МПа. Сверхпрочные проппанты ( боксит и окись циркония) используются при напряжении сжатия до 100МПа, плотность этих материалов 3.2-3.8г/см3. использование сверхпрочных проппантов ограничивается их высокой стоимостью.
В настоящее время на промыслах стали применять так называемый суперпесок – кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами, повышающими прочность и препятствующими выносу частиц раскрошившегося проппанта из трещины. Плотность суперпеска 2.5г/см3. Основным критерием при подборе проппантов, с целью обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания пласта, является прочность пород. В глубоких скважинах минимальное напряжение - горизонтальное, поэтому образуются преимущественно вертикальные трещины. С глубиной минимальное горизонтальное напряжение возрастает приблизительно на 19МПа/км. Поэтому для скважин глубиной до 2500м. применяют кварцевые пески; для скважин глубиной до3500м. -проппанты средней прочности; для скважин свыше3500м. применяют проппанты высокой прочности.
Наибольший эффект достигается , когда жидкость –песконоситель закачивается при больших скоростях и высоких давлений нагнетания. Скорость нагнетания зависит от вязкости жидкости и параметров призабойной зоны пласта ( проницаемости и толщины пласта, конструкции забоя). Это значит, что в низко проницаемых породах гидраразрыв происходит при малых скоростях закачки, с использованием жидкости небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости большей вязкости и с высокими скоростями нагнетания. Объем жидкости – песконосителя для обработки можно определить по количеству песка, который намечено ввести в трещину, а также по допустимой концентрации его в жидкости. При первом разрыве рекомендуется вводить до 5-6тонн песка. При последующих разрывах количество песка увеличивается до 10тонн. В среднем на 1дм3 жидкости вводится 120-500грамм песка.
После закачки жидкости - песконосителя устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье скважины не понизиться, т.е. до достижения преемственности пласта.
Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.
Рисунок 2 - Схема проведения гидравлическо¬го разрыва пласта
1-продуктивный пласт; 2-НКТ; 3- эксплуатацион¬ная колона; 4- пакер.
Основное и вспомогательное оборудование штанговых насосных установок.
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных видов механизированной добычи нефти. Насосная установка (рис 1) состоит из насоса 1, находя¬щегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 12 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных). Труб 9, а плунжер 11 подвешен на колонне штанг 2. Верхняя Штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки 6 канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней — всасывающий клапан 13. Колонна насосно-компрессорных труб, по которым жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на поверхности тройником. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока (т.е. верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродви гателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.
Станок качалка (рис 1) состоит из следующих основных узлов рамы 13 со стойкой 14, балансира с головкой 1 в некоторых станках с противовесами 5, редуктора 10 с кривошипами 9, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами. Приводом станка-качалка является электродвигатель Вращение вала электродвигателя при помощи клиноременной передачи передается ведущему валу редуктора.
Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от его мощности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для каждого типа станка-качалки, но в зависимости от его грузоподъемности и кругящего момента редуктора изменяется от 315 мм у самых тяжелых станков-качалок. Изменение передаточного числа клинороменной передачи станков-качалок от 2,5 до 5,0 достигается сменой шкивов на валу электродвигателя. Передаточное число двухступенчатого редуктора для всех типов одинаково и равно 38, несмотря на то габариты и масса редукторов в зависимости от типа станка изменяются в больших пределах. Так, масса редуктора самого легкого станка-качалки грузоподъемностью 1,5 т составляет 82 кг, а редуктора станка-качалки грузоподъемностью 8 т равна 3960 кг.
Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят от степени его уровновешенностьи. Во время работы неуравновешенного станка- качалки
Рис.1. Станок-качалка:
1 - головка балансира; 2 – стопорное устройство головки; 3 – опорный подшипник балансира; 4 –балансир; 5 – противовесы; 6 – сферический подшипник подвески траверсы; 7 – шатун; 8 – противовес кривошипа; 9 – кривошип; 10 – редуктор; 11 – электродвигатель; 12 – ручка тормоза; 13 – рама; 14 – стойка.
в течение каждого двой¬ного хода насоса двигатель нагружается неравномерно, При ходе плунжера вниз двигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под действием собственного веса штанг, При ходе плунжера вверх на установку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг.
Такие колебания нагрузки отрицательно влияют на прочность всей установки и особенно на работу двигателя. Чтобы предотвратить преждевременный износ двигателя, необходимо выравнивать нагрузку на него в период каждого двойного хода плунжера. Это достигается уравновешиванием станка-качалки при помощи противовесов. Контргруз рассчитывают таким образом, чтобы он уравновесил вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого и тратится энергия электро¬двигателя при движении плунжера вверх.
Для передачи движения от станка качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги - стальные стерж¬ни круглого сечения длиной 8 м и диаметрами 16 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт. В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительные пере¬менные нагрузки давление столба жидкости, воспринимаемое плунжером при перемещении вверх, силу тяжести штанг и усилия от продольных колебаний колонны штанг возника¬ющих при изменении нагрузки на плунжер. Часто штанги эксплуатируются в коррозионной среде, которая вызывает ускоренное разрушение поверхности металла и ослабление его прочности. Такие условия эксплуатации штанг определя¬ют повышенные требования к их прочности по уточу штанги и изготовляют из стали высокого качества.
Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе называется ею подачей.
Подачу насосной установки за 1 мин можно определитьпо формуле
q = Fspn, (8.1)
где F - площадь поперечного сечения плунжера, м3; s - длина хода плунжера м; n - число ходов (качаний) плунже¬ре на 1 мин; р - относительная плотность жидкости, кг/м3.
Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и тех¬нологического характера по снижению вред¬ного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособле¬ний у приема насоса - газовых, песочных якорей или ком¬бинированных газопесочных якорей.
Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 1. Этот якорь состоит из двух камер - газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 6, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней - рабочая труба 5, снабженная конической насад¬кой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через пере¬водник 2, одновременно связывающий корпус якоря со вса¬сывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры на¬винчена глухая муфта 9.
При работе насоса жидкость из скважины поступает че¬рез отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделивша¬яся от песка жидкость поднимается по кольцевому простран¬ству в песочной камере и поступает через отверстия в специ¬альной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.
В зависимости от количества песка, выделяемого из жид¬кости, корпус песочной камеры может быть удлинен наращи¬ванием труб. Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штан¬гами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42 и 48 мм. Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоеди¬няют к плунжеру с помощью специальных переводников.
Рис. 1. Газопесоч¬ный якорь
Системы разработки месторождений. Геолого- промысловое обоснование выбора системы разработки УВ.
Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.
Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе), и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях. Разработка нефтяных месторождений включает в себя последовательность технических мероприятий: бурение скважин на выделенные эксплуатационные объекты, их обустройство, строительство нефтепромыслового хозяйства и коммуникаций, эксплуатацию скважин, контроль за дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором каждой добывающей скважины и закачкой воды каждой нагнетательной скважины и оптимизацию их режимов работы.
В основе выбора системы разработки месторождений углеводородов лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:
1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;
2) о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
3) при необходимости – о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;
4) о плотности сети скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. Разработка месторождений может осуществляться на двух основных принципиально различных режимах: на естественном режиме истощения и на искусственном режиме восполнения пластовой энергии. На естественном режиме истощения (при использовании природных видов энергии) разрабатывают залежи с эффективными природными режимами, для которых искусственное воздействие не требуется. Искусственный режим восполнения пластовой энергии включает в себя разные варианты закачки вытесняющего агента, различающиеся по схеме осуществления и виду вытесняющего агента.
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.
4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.
Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.
Системы разработки многопластовых месторождений.
В зав-ти от порядка ввода экс. объектов в разработку выдел. две системы раз-ки месторождений:
1. Система одновременной разработки, к-рая подразделяется:
А) раздельная разработка объектов- когда каждый объект экс-ся самостоятельной сеткой скв. Данная система применяется при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого. Преимущества: обеспечение надежного контроля за процессом раз-ки и его регулирования. Недостатки: требует большего количества скв., что приводит к знач. кап. вложениям.
Б) совместная разработка объектов - два и более объектов разрабатываются одной сеткой скв. Преимущества: обеспечение высоких текущих уровней добычи нефти. Недостатки: нерегулируемая раз-ка залежи, что мриводит к ухудшению технико-экономических показателей.
2. Система последовательной разработки, которая подразделяется на след.варианты:
А) Раз-ка объектов «сверху вниз» - каждый нижележащий пласт раз-ся после вышележащего. Недостатки: увеличивается объемы бурения, задерживает разведку нижележащих пластов, повышается опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов при разбуривании нижележащих.
Б) Раз-ка объектов «снизу вверх»- каждый вышележащий пласт разрабатывается после раз-ки нижележащего.