4.2 Выбор подъемного агрегата и описание планируемых ремонтных работ

для гидравлического разрыва пласта в скважине № 1010 Рогожниковского месторождения выбирают оборудование, которое

смонтировано на шасси тяжелых грузовиков «Мерседес-Бенц» повышенной проходимости и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений Западной Сибири.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземные части.

Наземное оборудование:

- устьевая арматура,

- комплекс спецтехники для производства ГРП.

Комплекс ГРП состоит из стандартных единиц:

- Пескосмесительная установка – Блендер МС-60.

- Насосный агрегат – FS-2251.

- Блок манифольда – IS-200.

- Песковоз.

- Станция контроля – EC-22ACD.

- Емкости.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Емкость

Блок манифольда IS-200

Насосный агрегат FS-2251

Насосный агрегат FS-2251

Насосный агрегат FS-2251

Насосный агрегат FS-2251

Санттрак

Насосный агрегат ЦА-320

Станция контроля

Емкость

Хим. реагенты

Блендер МС-60

Скважина

Рисунок 3 - Типовая схема размещения оборудования ГРП на скважине

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

После проведения подготовительных операций приступают к проведению технологического процесса гидравлический разрыв пласта включающий в себя следующие операции:

* приготовление технологических жидкостей

* приготовление расклинивающего материала;

* проведение мини-ГРП (уточнение первоначальных, расчетных параметров ГРП, но не более чем на 15%)

* Проведение основного ГРП;

* Заключительные работы (освоение скважины после ГРП).

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществятся в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 13. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Таблица 15 - Оптимальная полудлина трещины (L) в зависимости от проницаемости пласта (k)

k·10-3, мкм2 | 100 | 10 | 1 | 0,5 | 0,1 | 0,05 |

L, м | 40-65 | 50-90 | 100 -190 | 135-250 | 250-415 | 320-500 |

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982-84, свыше 2400 м – искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02-92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565-91 расклинивающие материалы (проппанты).

Гидравлический разрыв пласта – это метод образования новых трещин или расширения существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением.

Длина трещины больше других параметров влияет на приток из малопроницаемых пластов.

Чтобы обеспечить такую ширину трещины, которая позволит надлежащим образом очистить трещину при отработке скважины и увеличить дебит скважины, необходимо добиться выпадения проппанта в конце трещины

В скважинах следует проводить термометрию

* Перед ГРП для снятия фонового замера

* После ГРП для определения высоты трещины

В том случае, если в одной скважине предстоит провести 2 или 3 поинтервальных ГРП, для гидроразрыва последнего пласта следует рассмотреть возможность применения сдвоенного разобщающего пакера. При этом отпадет необходимость устанавливать песчаную пробку и не будут ухудшены результаты гидроразрыва предыдущего пласта.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Для последующей промывки ствола скважины от проппанта применяем агрегат «Hydra Rig».

4 – плунжерный насос для нагнетания технологической жидкости; 5 – емкость для технологической жидкости.

Рисунок 4 – Агрегат для подготовки и закачки технологической жидкости фирмы «Hydra Rig»

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технология промывки забоя скважин от оставшихся после ГРП частиц проппанта отображена на рисунке 5.

1- Колтюбинговая труба с промывочными насадками, 2- НКТ, 3 – пакер,

4 – жидкость с частицами проппанта, поднимающаяся на поверхность,

5 – азотосодержащая технологическая жидкость, закачиваемая в скважину

6 - проппант

Рисунок 5 – Схема внутрискважинного оборудования при промывке забоя скважины от проппанта

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Расстановка технологического оборудования на рабочей площадке производится согласно рисунку 6.

1 - газ; 2 - пена: 3 - газ + ПЖ; 4 - гидроударное устройство; 5 - проппант;

6 - факельная линия; 7 - колтюбинговая установка; 8 - тройник; 9 - насосный агрегат; 10 - сепаратор; 11 - бустерная установка: 12 - емкость для ПЖ(промывочная жидкость)

Рисунок 6 - Схема обвязки устья скважины при очистке забоя скважины от проппанта

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Представим планируемые работы схематично в виде блок-схемы, изображенной на рисунке 7.

Монтаж установки ГНКТ

Опрессовка наземных линий и превентора

Спуск ГНКТ. Промывка их раствором

Замер глубины верха пробки проппанта. Промывка до искусственного забоя(ИЗ) на предельной подаче насоса

По достижении ИЗ промывка минимум 2 объемами затрубного пространства или до чистой ПЖ (рекомендуется наиболее продолжительный способ).

Подъем ГНКТ до нужной глубины. Прокачиваем азот с подачей 50 м3/ч

Закачка раствора со спуском ГТ до ИЗ. Промывка 2 объемами затрубного пространства или до чистой ПЖ

Проверка скважины на приток. Подъем ГНКТ и демонтаж установки.

Спуск и запуск основной УЭЦН и использование частотного преобразователя

Постепенный вывод скважины на режим в течение 48 часов.

Рисунок 7 – Блок-схема проводимых работ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

О П И С А Н И Е

капитального ремонта скважины 1010 куст 81

Дата составления: 25 июня 2007г.

Заказчик: НГДУ «Быстринскнефть» ЦКРС

Месторождение: Рогожниковское

Начало ремонта: 24 июня 2007г.

Окончание ремонта: 24 июня 2007г.

Цель ремонта: ГРП.

Описание проведенных работ:

1. Произвели переезд

2. Проведена расстановка емкостей согласно схемы расстановки, заполнение их технической водой в объеме 172,5 м3.

3. Расставили спецтехнику согласно схемы расстановки, обвязали спецтехнику с емкостями, блоком манифольдов и скважиной.

4. Произвели загеливание технической воды.

5. Опрессовали линию противодавления в затрубном пространстве на 11,5 МПа, опрессовали линию высокого давления на 70 МПа.

6. Произвели замещение ствола скважины 12,8м3 сшитого геля.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

7. Провели ГРП пл. Тр1-2 в интервале 2603,5-2610,5м; 2612-2614м; 2629,5-2631,5м.

Рразр-34,5 МПа, Рраб.- 29,8 МПа, Ркон-30,5 МПа. , Рмгн- 11,2 МПа.

8. Закачали подушку геля в объеме 65 м3.

9. Закачали гель с расклинивателем в следующих концентрациях:

8м3- 150кг/м3

8м3- 250кг/м3

12м3- 350кг/м3

12м3- 450кг/м3

12м3- 550кг/м3

12м3- 650кг/м3

8м3- 750кг/м3

6м3 - 850кг/м3

4м3- 950кг/м3

10. После закачки расклинивателя продавка гелем в объеме 12,7 м3.

11.Произвели промывку линий блока манифольда, емкостей, нагнетательных линий.

Таблица 16 - Расход химреагентов

WGА-1 =776,25 кг | ВXL-10.26R=345,0 л | AP-1 Break =10,35 кг |

Bioclear-1000=1.553 кг | NE-201=138,0 л | NCL-100=138,0 л |

Qпроп16/30=42,1 т | | |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4.3 РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПЛАНИРУЕМОГО ВИДА РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Определим вертикальную составляющую горного давления Ргв

Горизонтальную составляющую горного давления рассчитываем по следующей формуле

Давление ГРП на забое скважины:

где Бр =6, предел прочности пород продуктивного пласта, МПа

Давление на устье скважины при проведении ГРП определяется

где Ртр – потери давления в системе обвязки и в трубах (ориентировочно равны 0,2 МПа на 100м ГНКТ), МПа

Общий объем жидкости для проведения процесса ГРП определяются по формуле

где Vпр – объем продавочной жидкости, м3

Vжр – объем жидкости разрыва, м3

Vп – объем жидкости песконосителя, м3

Объем жидкости разрыва определяется из условия Vжр=2 м3 на 1 метр эффективной толщи продуктивного пласта.

Следовательно:

Общий объем продавочной жидкости

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

где k=1,3 – коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб

Объем жидкости песконосителя

где Мп =12т – масса песка закрепителя

Кп=0,5т – концентрация песка в 1 м3 жидкости песконосителе

Следовательно общий объем жидкости разрыва V=24+20+185,9=229,9 м3

Рассчитаем число насосных агрегатов по формуле

где Qтр0,05 м3 /с – требуемый расход

Qагр=0,0225 м3 /с – производительность насосной установки “ FS-2251”

Следовательно,требуется 4 насосных установки “ FS-2251”.

Рассчитаем число пескосмесительных машин

Таким образом , потребуется 1 пескосмесительная машина, с объемом бункера 9 м3.

Продолжительность процесса ГРП определяют

где q=0,0225 м3/с – скорость закачки жидкостей ГРП

Т.е. продолжительность процесса составит 2,8 часа.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист