Выбор параметров оборудования при гидравлическом разрыве пласта

На платформе автомобиля имеется площадка для перевозки устьевой арматуры, погрузка и разгрузка которой производятся поворотной стрелой блока манифольда.

Стандартный манифольд может обслуживать восемь насосных агрегатов ГРП одновременно.

Применение блока манифольда при гидравлическом разрыве пластов сокращает время монтажа и демонтажа коммуникации обвязки установок между собой и с устьевой головкой и значительно упрощает эти операции.

 

 

1 - автошасси ЗИЛ-131; 2 - фара; 3 - поворотная стрела; 4 - вспомогательный трубопровод; 5 - раздающий коллектор; 6 - клапанная коробка; 7 - комплект напорных труб с фитингами; 8 - ящик для инструментов.

 

Рисунок 2.6 – Блоки манифольда 1БМ-700 и 1БМ-700С

 

Всё оборудование, расходы жидкостей и критические давления контролируются центральной станцией контроля и управления (СКУ), который в просторечии часто называют «станцией ГРП».

В станции ГРП (рисунок 2.7) данные визуализируются, регистрируются, обрабатываются и поминутно распечатываются. Оператор ГРП — это человек, отвечающий за мониторинг потока данных с программируемого дисплея и пульта управления. Как минимум, на дисплее постоянно высвечивается расход пульпы, концентрация проппанта, давление обработки на устье, а также время, истекшее с начала обработки [3]

 

1 – автошасси МАЗ-5336А5-320; 2 – помещение (кузов) станции контроля и управления; 3 – дизель-генератор; 4 – панель стыковочных разъемов; 5 – катушки с кабелем.

 

Рисунок 2.7 – Станция контроля и управления (СКУ-10)

 

Станции ГРП, оснащенные многочисленными дисплеями и имеющие возможность параллельной обработки данных, позволяют одновременно обрабатывать и оценивать данные обработки пласта в реальном времени (например, рассчитывать забойные давления или времена прохождения жидкости, или контролировать в графическом режиме эволюцию различных диагностических графиков во время обработки пласта).

Устьевая фонтанная арматура (рисунок 2.8) предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП. Устьевая фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

По требованию потребителя конструкция устьевой арматур может предусматривать возможность нагнетания ингибиторов коррозии и гидрообразования в скважинный трубопровод и затрубное пространство, а также измерения давления и температуры скважинной среды в боковых отводах елки [6].

 

 

 

1 - однофланцевая колонная головка; 2 - задвижка шиберная бесфланцевая механическая; 3 - клиновидный трубодерожатель;4 - головка трубная; 5 - подвеска трубопровода (НКТ); 6 - переходник подвески НКТ; 7 - задвижка шиберная механическая; 8 - задвижка шиберная с гидроприводом дистанционного управления; 9 - штуцер угловой (дроссель) регулируемый с гидроприводом дистанционного управления.

Рисунок 2.8 – Устьевая фонтанная арматура

 

Подземное оборудование:

- насосно-компрессорные трубы;

- пакер.

Насосно-компрессорные трубы (рисунок 2.9) предназначены для подачи жидкости разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП. Также сферой применения этих труб является выполнения подъёмно-спусковых и ремонтных операций. Соединяются трубы НКТ между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

 

 

1 -  насосно-компрессорная  труба; 2 - муфта.

 

Рисунок 2.9 – Насосно-компрессорные трубы

 

Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.

Пакеры различают следующих видов:

• ПВ – пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений,  направленного вверх;
• ПН – пакер,  воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;
• ПД – пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.

Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, он должен иметь  соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я [1].

1 - упор; 2 - уплотнительная манжета; 3 - ствол; 4 - конус; 5 - шпонка; 6 - плашка; 7 - плашкодержатели; 8 - срезной винт; 9 - цилиндр; 10 - поршень; 11 - шарик; 12 - седло;

13 - срезной винт.

 

Рисунок 2.10 – Пакер ПН-ЯГМ

 

Оборудование для проведения ГРП, используемое на сегодняшний день (системы мониторинга, насосное оборудование, блендеры, предохранительное оборудование устья, манифольды высокого давления), позволяет разрабатывать неограниченное количество вариантов программ работ с различными значениями скоростей закачки и рабочих давлений. 
2.3 Критерии выбора скважин при проведения ГРП

 

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям [8].

1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности):

• эффективная толщина пласта не менее 5 м;
• отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;
• продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10м;
• удаленность скважины от ГНК (газонефтяной контакт) и ВНК (водонефтяной контакт) должна превышать расстояние между добывающими скважинами;
• накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;
• расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;
• скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50м
• проницаемость пласта не более 0,03 мкм2 при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне:

• начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;
• наличие скин-эффекта на КВД;
• обводненность продукции скважин не должна превышать 20%;
• продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.

При неукоснительном их исполнении с высокой вероятностью просматривается технологическая успешность операций ГРП и соответствующее получение дополнительной добычи нефти. Реализуемый объем последней безусловно  должен компенсировать материальные затраты на проведение ГРП.

 

 

2.4 Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта

 

Существует ряд факторов, которые следует учитывать при проектировании процесса ГРП [2]:

1. Литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта.
2. Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.
3. Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.
4. Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.
5. Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м.
6. Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.
7. Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.
8. Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка.
9. Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования.
10. Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали.
11. Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины.
12. Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя.
13. Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки.
14. Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость.

Проведенные исследования на месторождениях выявили стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей. [2].

Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности.

 

 

2.5 Определение параметров ГРП и количество насосных агрегатов для нагнетания реагентов

 

При проведении ГРП используется скважина с глубиной  Н=1300 м, плотность жидкости в скважине 1000 кг/м3, кинематическая вязкость , НКТ 1026,5мм, количества килограммов наполнителя в 1 м3 жидкости n=120 кг, усредненный угол кривизны скважины β=40, расход Q=20 л/с, поправочный коэффициент .

Средневзвешенная Плотность жидкости с наполнителем (стеклянные шарики ):

 

 [5] ,    (2.1)

 

где: n – количество килограммов наполнителя в 1 м3 жидкости;

      - плотность наполнителя (стеклянные шарики .

 

Получаем:

 

 

Гидравлическое давление столба жидкости:

 

,      (2.2)

где: - усредненный угол кривизны скважины, град;

     - плотность жидкости в скважине, кг/м3.

 

Получаем:

 

 

 

Давление гидроразрыва:

 

 

где: – гидравлическое давление столба жидкости, высота которого равна глубине залегания пласта, МПа;

H – глубина (длина) скважины, м.

 

Получаем:

 

 

 

Число Рейнольдса:

 

где: - коэффициент гидравлического сопротивления;

  – скорость движения жидкости в НКТ, м/с;

  – кинематическая вязкость, м2/с.

Где скорость:

 

 

 

 

Коэффициент сопротивления:

 

 

 

Получаем:

 

 

Потери давления на трение в НКТ:

 

 

где: - коэффициент гидравлического сопротивления; 

       – скорость движения жидкости в НКТ, м/с;

      - поправочный коэффициент;

       d – внутренний диаметр трубы, м.

 

Получаем:

 

 

 

Давление на устье скважины:

 

 

где: - потери на трение в НК, МПа.

 

Получаем:

 

 

Вес колонны НКТ:

 

 

где: q – масса одного метра НКТ, g =9,81 v/c2.

 

Получаем:

 

 

 

Осевые напряжения от веса колонны НКТ:

 

 

где f=0,785(D2-d2) – площадь поперечного сечения НКТ, м2

f=0,785(0,1022-0,0892)=0,0019 м2.

 

 

Получаем:

 

 

Окружные напряжения от внутреннего давления:

 

 

где: D – наружний диаметр НКТ.

 

Получаем:

 

 

Эквивалентное напряжение в НКТ:

 

 

Получаем:

 

 

 

Выбираем НКТ 102×6,5 категории прочности «Д» так, чтобы :

 

 

 

Для определения количества насосных агрегатов 4 АН-700 и радиуса трещины гидроразрыва используя формулу (2.2) определим гидростатическое давления:

 

 

Получаем:

 

 

 

Давление гидроразрыва по формуле (2.3):

 

 

 

Получаем:

 

 

Вычислив давление гидроразрыва и гидростатического давления, определим максимально допустимые потери давления на трение в НКТ.

Максимально допустимые потери давления на трение:

 

 

 

Если исходить из технических возможностей применяемого насосного оборудовании, то максимальное давление на устье скважины 70 МПа.

 

 

 

Подача агрегатов:

 

где: λ=0,045 (берем тоже значение что и в первом расчете); =1,0;

     F – площадь сечения внутреннего канала НКТ, м2.

 

 

Получаем:

 

 

 

Для обеспечения такой подачи потребуется более 10 агрегатов 4 АН-700. По техническим возможностям манифольда их может быть подключено шесть. Тогда

 

 

Найдем число Re и по формулам (2.4) и (2.5):

 

 

 

Где

 

 

 

 

Потери давления на трение по формуле (2.6) , поправочный коэффициент берем равным :

 

Получаем:

 

 

 

Давление на устье скважины по формуле (2.7):

 

 

Получаем:

 

 

 

При таком давлении подача агрегата на IV скорости составит 15 л/с, поэтому для обеспечения подачи 37,8 л/с и давления на устье 24,5 МПа можно обойтись тремя агрегатами 4 АН-700. Однако для получения максимального эффекта гидроразрыва при использовании 5 агрегатов (1 – в резерве) примем среднюю подачу агрегата 10,5 л/с. Тогда

 

 

 

Теперь повторяя расчеты найдем:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потери на давления на трение по формуле (2.6):

 

 

 

 

Получаем:

 

 

 

Давление на устье скважины по формуле (2.7):

 

 

Получаем:

 

 

 

Из технической характеристики агрегатов можно получить зависимость между подачей Q и давлением P. При диаметре плунжера 100 мм она может быть аппроксимирована соотношением с погрешностью ±1,5 МПа:

 

 

 

Тогда при Q=10,5 л/с давление составит 29,3 МПа, что соответствует давлению на устье с учетом погрешности.

Это оптимальный режим гидроразрыва, однако по техническим характеристикам 4 АН-700 он не может быть осуществлен ни на II, ни на III скоростях, поэтому ограничимся подачей 9 л/с на I скорости при dпл=120 мм.

Повторим расчеты:

 

 

Теперь повторяя расчеты найдем: