Расчет гидравлического разрыва пласта, Определение расчетных показателей процесса ГРП - Проектирование комплекса оборудования для гидроразрыва пласта

При ГРП расчет сводится к определению следующих данных:

- основных технологических показателей процесса гидроразрыва пласта; - увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва за счет образования трещин в этой зоне; - ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП при различной глубине и ширине распространения трещин; - экономической эффективности ГРП.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется в скважине со следующей характеристикой: глубина скважины H=1800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; пластовое давление pпл=15 МПа; забойное давление pз=10 МПа.

Определение расчетных показателей процесса ГРП

Основными расчетными показателями процесса ГРП являются давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после гидроразрыва, тип и число насосных агрегатов, ожидаемая эффективность гидроразрыва.

1) Расчет давления гидроразрыва пласта

Для выяснения приемистости скважины и ожидаемого давления разрыва скважина была предварительно испытана. По данным испытания построена зависимость приемистости скважины от давления на забое (рисунок 2.1). Эта кривая позволяет определить давление разрыва пласта. Как видно из графика, при давлении разрыва рз. р=37 МПа приемистость скважины составила 1400 м3/сут.

Рисунок 2.1 - Зависимость приемистости скважины от забойного давления при гидроразрыве

Определяем вертикальное горное давление

Pв. г=Hпg=1790Ч2300Ч9,81=40,4 МПа, (2.1)

Где H-глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра), м;

П-средняя плотность осадочных вышележащих пород, (2200-2600 кг/м3).

Давление разрыва пласта определяем по формуле

Pз. р= pв. г - pпл+р=40,4-15+2=27,4 МПа, (2.2)

Где pпл-пластовое давление;

Р-предел прочности песчаника на разрыв, принимаем 2 МПа.

2) Расчет рабочего устьевого давления гидроразрыва

ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.

Определим допустимое давление на устье скважины (в случае проведения процесса непосредственно через эксплуатационную колонну без установки пакера) по формуле

, Па (2.3)

Где Dн-наружный диаметр эксплуатационных труб;

Dв-внутренний диаметр нижней части эксплуатационных труб (Dв=144,1 мм, согласно ГОСТ 632-80);

Тек-предел текучести для стали группы прочности Д, равный 380 МПа (согласно ГОСТ 632-80);

K-запас прочности (k=1,5);

H-потери на трение в обсадной колонне, м;

-плотность жидкости разрыва (=950 кг/м3);

L-глубина скважины, м.

Для определения потерь напора на трение в обсадной колонне необходимо знать расход жидкости через колонну (трубы) в процессе разрыва. Этот расход определяем на основе зависимости pз. р=f(Q) (рисунок 2.1). Эта зависимость позволяет определить давление разрыва пласта. Как видно из графика, при давлении 37 МПа приемистость скважины составила 1400 м3/сут и в дальнейшем она растет почти без увеличения давления. Это означает, что при давлении 37 МПа произошел разрыв пласта. Примем расход Q=15 дм3/с. Для этого расхода при вязкости жидкости =0,25 Пас и глубине скважины 1750 м с диаметром колонны 168 мм потери напора составят 56 м [8, стр. 133, табл. VIII.2), а для нашей скважины глубиной 1800 м они будут пропорционально равны:

H=561800/1750=57,6 м.

Допустимое давление на устье pу определим по формуле 2.3. Оно составит.

МПа.

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия, определяется по формуле:

, МПа (2.4)

Где Pстр-страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности Д, равна 1,7 МН; k-запас прочности (k=1,5);

G-усилие затяжки при обвязке обсадной колонны, равное 0,5 МН.

Из полученных двух значений pу принимаем меньшее (37,78 МПа). Соответствующее забойное давление составит:

Pз. р=pу+g(H-h)=37,78106+9509,81(1800-57,6)=54,02 МПа.

Полученное значение забойного давления оказалось больше, чем необходимое давление разрыва (23,4 МПа). Поэтому давление на устье должно быть:

Pу= pз. р-g(H-h)=27,4-16,2=11,2 МПа.

По результатам расчетов можно сделать следующие выводы:

Давление на устье скважины (11,2 МПа) ниже допустимого для принятых труб из стали группы прочности Д (при толщине стенки 12,1 мм трубы испытываются на внутреннее давление 43,7 МПа, согласно ГОСТ 632-80), но соответствующее забойное давление (54,02 МПа), при минимальном давлении на устье (37,78 МПа), выше допустимого для эксплуатационной колонны (43,7 МПа). Поэтому проведение ГРП через обсадную колонну невозможно, следовательно при гидроразрыве пласта необходимо проводить закачку жидкости по насосно-компрессорным трубам с установкой пакера и якоря, для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.

3) Определение необходимого количества рабочей жидкости. Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м3. Примем для нашей скважины Vр=8 м3 нефти. 4) Необходимое количество песка. Количество песка Gп, потребное для гидроразрыва, также нельзя рассчитать. По данным отечественной практики количество песка обычно принимают равным 8-10 т на один гидроразрыв. Принимаем для рассматриваемой скважины Gп=10 т. 5) Количество жидкости-песконосителя. Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости (вязкость, фильтруемость и пескоудерживающая способность), количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа закачки. Рекомендуется принимать следующую концентрацию песка: для нефти вязкостью до 0,25 Пас 300-500 г/л. Принимаем С=300 г/л=0,3 т/м3.

Объем жидкости-песконосителя:

Vж. п=Gп/С=10/0,3=33 м3 (2.5)

6)Объем продавочной жидкости.

Чтобы на забое скважины не осталось части песка, объем продавочной жидкости следует принимать на 20-30% больше объема колонны, по которой закачивается песок. Избыточный объем продавочной жидкости должен закачиваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттеснения песка и смыкания трещин вблизи стенок скважины.

Объем продавочной жидкости равен объему НКТ. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра.

Необходимый объем продавочной жидкости:

М3, (2.6)

Где K-коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб, K=1,3;

Dв-внутренний диаметр НКТ (для 73-мм труб dв=62 мм, согласно ГОСТ 633-80);

Н-глубина спуска труб (трубы допущены на 10 м выше верхних отверстий фильтра), м.

7) Общая продолжительность процесса гидроразрыва.

Сут=0,7944 ч или 48 мин, (2.7)

Где Q-суточный расход рабочей жидкости (рисунок 6), м3/сут.

Расчет потребного технического обеспечения процесса и обзор современного оборудования.

Гидроразрыв пласта осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования.

Наземное оборудование целевого назначения включает насосные и пескосмесительные агрегаты для подготовки и закачки рабочих жидкостей, автоцистерны для доставки жидкостей гидроразрыва, специальную обвязку устья скважины с оборудованием. Кроме того, при гидроразрыве используется и другое специальное оборудование - подъемные агрегаты, лебедки и т. д. Это оборудование для гидроразрыва пласта вместе с тем так же успешно используется и в других процессах интенсификации притоков и закачки, при освоении, заканчивании и креплении скважин. Оно включает в себя, как правило, два устройства: пакер, предназначенный для разобщения фильтра-объекта воздействия (пласта) и остальной части эксплуатационной колонны, и якорь, который служит для восприятия высоких давлений и предупреждает подъем подземного оборудования при воздействии на пакер нагрузки, обусловленной разностью давлений под и над пакером. Пакер в сборке или пакер, смонтированный с якорем, спускают в скважину на колонне НКТ.

Комплекс оборудования для гидравлического разрыва пласта позволяет применять различные схемы расположения оборудования у скважины и в зависимости от заданного технологического процесса устанавливать необходимое число насосных установок и вспомогательного оборудования.

Блок манифольда, устанавливаемый у скважины, к которому подключаются агрегаты, позволяет наиболее рационально их расставить, повышает надежность и безопасность проводимой операций, уменьшает численность обслуживающего персонала.

При расчете потребного технического обеспечения процесса будем использовать современное отечественное оборудование для гидроразрыва пласта.

1) Насосные агрегаты АНА-105М, смесители АПС-8М производства ЗАО "ПКБ"Автоматика", г. Санкт-Петербург.

Насосные агрегаты серии АНА-105 предназначены для закачки в скважину рабочей жидкости (смеси) под давлением и с производительностью, обеспечивающими процесс гидроразрыва пласта, а также для осуществления гидравлического, гидропескоструйного или химического воздействия на призабойную зону скважины на нефтяных и газовых месторождениях.

Состав технологического оборудования:

1. Моторно-трансмиссионное отделение. В моторно-трансмиссионном отделении находятся две силовые установки с газотурбинными двигателями и автоматическая трансмиссия, состоящая из двух планетарных коробок передачи суммирующего редуктора, а также узлы систем обеспечивающих работу плунжерного насоса. 2. Горизонтальный трехплунжерный насос мощностью 2000 л. с. 3. Электрооборудование с системой датчиков, системой автоматического управления и контроля. 4. Автоматическая система противопожарного оборудования.

Технические характеристики:

- Мощность рабочего оборудования, л. с. - 2000; - Максимальное развиваемое давление на выходе из агрегата, не менее, МПа -107,0: - Максимальная производительность агрегата, не менее, м3/мин - 2,063 (при рабочем давлении на выходе из агрегата, не менее, МПа - 37,5); - Управление работой агрегата от выносного пульта управления с расстояния до 50 метров; - Масса оборудования (без шасси), не более 19000 кг; - Диапазон рабочих температур окружающей среды, от минус 40 до плюс 50.

Реализованный на насосном агрегате уровень автоматизации позволяет обеспечить управление несколькими агрегатами одним оператором с единого поста управления.

Насосные агрегаты выпущены в следующих модификациях:

- АНА-105 - на трехосном шасси трактора "Кировец" К-703МТУ 6х6, - АНА-105М - на шасси автомобиля МАЗ-6303-041 6х4, - АНА-105М-01- на полуприцепе ЧМЗАП 99865-01-0000012, - АНА-105М-02 - на шасси Mercedes-Benz 3341A 6x6.

Специальный агрегат приготовления смеси АПС-8М (АПС), предназначен для эксплуатации в составе мобильных комплексов для гидравлического разрыва пласта. АПС используется для приготовления рабочих жидкостей, смесей и их подачи к насосным агрегатам в процессе осуществлении гидравлического воздействия на призабойную зону скважины на нефтяных месторождениях.

Оборудование АПС монтируется на полноприводном автомобильном шасси Mercedes-Benz 3346A 6х6 с независимым механизмом отбора мощности позволяющим передавать полную мощность двигателя (456 л. с.) для привода гидравлической насосной станции оборудования АПС. Автомобильное шасси, в отличие от зарубежных аналогов, используется в серийном исполнении, без удлинения рамы и изменения компоновки узлов.

Оборудование агрегата приготовления смеси АПС-8М построено по блочно-модульному принципу и включает: платформу с узлами предназначенными под установку оборудования, блок насосной станции, блок насосно-смесительный с системой ввода сухих добавок, установку нагнетательного насоса, кабину оператора, систему ввода жидких химических добавок, трубопроводы, контрольно-измерительный комплекс, электрооборудование.

Исходя из требования высокой надежности в конструкции АПС использовано гидравлическое оборудование ведущих мировых производителей. Все исполнительные механизмы и устройства имеют оригинальное исполнение и построены исключительно на российских комплектующих.

Агрегат приготовления смеси АПС-8М, соответствуя по выходным характеристикам лучшим зарубежным образцам, имеет значительно меньшие габаритные размеры, приспособлен к эксплуатации в диапазоне температур от -40 до +40 0С.

Технические характеристики:

- нагнетательном (в том числе для приготовления геля) - 8 (4), - входном - 12;

Машина манифольдов (рисунок 2.8) предназначена для размещения, транспортирования и монтажа оборудования, соединяющего насосные агрегаты с устьем скважины, для воздействия на призабойную зону с целью повышения ее продуктивности.

В состав оборудования машины манифольдов входят элементы манифольдов высокого давления (трубы, угловые шарниры, краны, задвижки, обратные клапаны, тройники, крестовины и др.), коллектор низкого давления, рукава низкого давления, оснащенные БРС. Все оборудование закреплено на отдельных съемных ложементах, демонтируемых с автомшины краном-манипулятором. Узлы блока манифольдов могут стыковаться как с российским, так и с зарубежным оборудованием.

Машина манифольдов выпускается на базе автомобиля повышенной проходимости "Урал" с установленным на заднем свесе краном-манипулятором. После снятие всех конструкций манифольдов автомобиль может эксплуатироваrься как грузовой, например, для перевозки пропанта.

3) Бункера для пропанта, емкости технологические гельные производства ОАО "СИБНЕФТЕМАШ", г. Тюмень

Бункера для проппанта (рисунок 2.9) предназначены для хранения и подачи проппанта при проведении операций гидроразрыва пласта нефтяных скважин.

Конструкция бункера обеспечивает загрузку проппанта сверху через горловины и выдачу через шиберную заслонку на конвейер или в приемную воронку АПС.

Бункера эксплуатируются в вертикальном положении. Бункера поставляются в трех исполнениях: емкостью 28, 33 и 40 мі.

Гельные емкости (рисунок 2.10) предназначены для приготовления и выдачи технологических жидкостей (гелей) при проведении гидроразрыва нефтяных пластов. Полезный объем выпускаемых емкостей от 50 до 75 мі.

4) Станция контроля и управления, производства ООО "БурГеоСервис", г. Тверь

Станция контроля и управления предназначена для централизованного дистанционного управления оборудованием комплекса гидроразрыва пласта, сбора и обработки информации получаемой в режиме реального времени от контрольно-измерительных устройств расположенных на оборудовании с последующим документированием процесса в виде таблиц и графиков.

Насосные агрегаты для гидроразрыва

Потребное число насосных агрегатов АНА-105М для гидроразрыва пласта с учетом их подачи, равной 5,2 л/с при давлении 16,8 МПа и требуемом расходе 15 л/с, составит:

N=(15/5,2)+1=4 шт.

Бункеры для пропанта

Потребное число бункеров определяется исходя из объема их емкости. Требуется ввести в трещины 10 т песка с плотностью =1300 кг/м3, это равно V=10000/1300=7,69 м3. Поэтому требуется один бункер ПБ-28.

Расчет гидравлического разрыва пласта, Определение расчетных показателей процесса ГРП - Проектирование комплекса оборудования для гидроразрыва пласта

Определение расчетных показателей процесса ГРП

Похожие статьи