Анализ технологической эффективности проведения гидроразрыва пласта. Расчет проведения ГРП в типовой добывающей скважине. Методы восстановления продуктивности скважин при обработке призабойной зоны. Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности.
При низкой оригинальности работы "Расчет параметров для проведения гидроразрыва пласта в типовой добывающей скважине", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
В промышленной разработке находится 1020 месторождений, текущие запасы нефти составляют 72% всех остаточных извлекаемых запасов. Из этих месторождений уже отобрано 50,4% начальных извлекаемых запасов. Ухудшение структуры запасов открываемых месторождений и истощение высокопродуктивных месторождений приводит к возрастанию доли трудно извлекаемых запасов с низкими дебитами, которые составляют уже более 50%.При разработке месторождений с низкопроницаемыми пластами все большее применение находят технологии, связанные с ГРП. В результате его использования, как правило, увеличиваются дебиты нефти и жидкости обработанных скважин, улучшаются технико-экономические показатели их последующей эксплуатации. При принятии решения о проведении ГРП в конкретной скважине часто не учитывается ее возможное влияние на окружающие скважины, не рассматривается эффективность гидроразрыва и возможные отрицательные последствия этого мероприятия с учетом всей системы нагнетательных и добывающих скважин.а) подготавливается скважина и в нее спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура; б) рассчитываются параметры ГРП: объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и подаваемой жидкости;В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования: Рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочная жидкость. а) Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих. б) Жидкость - песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком.Для расчета забойного давления разрыва пласта Рзабр при использовании нефильтрующейся жидкости можно воспользоваться следующей формулой (при закачке 1м3 жидкости разрыва) : (1.1) Где Ргг - горизонтальная составляющая горного давления, Мпа: (1.2) Q - темп закачки жидкости разрыва, м3/с (в соответствии с характеристикой насосного агрегата); вязкость жидкости разрыва, Па * с. Для приближенной оценки забойного давления разрыва пласта при использовании фильтрующейся жидкости можно использовать формулу , (1.5) где плотность жидкости-песконосителя, кг/м3: , (1.6) где плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, кг/м3;Задание: Рассчитать основные характеристики гидроразрыва пласта в добывающей скважине глубиной L = 2100 м. Разрыв провести по НКТ с пакером, внутренний диаметр НКТ d = 0,0759 м. В качестве жидкости разрыва и песконосителя используется нефильтрующая амбарная нефть плотностью рж= 945 кг/м3 и вязкостью uж =0,285 Па *с. Принимая V =0,3, рассчитываем горизонтальную составляющую горного давления. Рассчитываем забойное давление разрыва. или Рассчитываем ?n (принимая Cn = 275 кг/м3)Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану, утвержденному организации. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно-измерительных приборов, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопроводы - обратными клапанами.3.2.1.2 Сосуды, снабженные быстросъемными крышками, должны иметь предохранительные устройства, исключающие возможность включения сосуда под давление при неполном закрытии крышки и открывании ее при наличии в сосуде давления. 3.2.2.1 Запорная и запорно-регулирующая арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сосуду, или на трубопроводах, подводящих к сосуду и отводящих из него рабочую среду. Сосуды для взрывоопасных, пожароопасных веществ, веществ 1-го и 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76, а также испарители с огневым или газовым обогревом должны иметь на подводящей линии от насоса или компрессора обратный клапан, автоматически закрывающийся давлением из сосуда. В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу. Количество предохранительных клапанов, их размеры и пропускная способность должны быть выбраны по расчету так, чтобы в сосуде не создавалось давление, превышающее расчетное более чем на 0,05 МПА (0,5 кгс/см2) для сосудов с давлением до 0,3 МПА (3 кгс/см2), на 15% - для сосудов с давлением от 0,3 до 6,0 МПА (от 3 до 60 кгс/см2) и на 10% - для сосудов с давлением свыше 6,0 МПА (60 кгс/см2).
План
Содержание
Введение
1. Технологическая часть
1.1 Сущность метода ГРП
1.2 Технология проведения ГРП
1.3 Материалы, применяемые при ГРП
2. Расчетная часть
2.1 Методика расчета проведения ГРП в типовой добывающей скважине
2.2 Расчет проведения ГРП в типовой добывающей скважине
3. Техника безопасности и противопожарные мероприятия
3.1 Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности
3.2 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением
3.3 Противопожарные мероприятия при проведении ГРП в типовой добывающей скважине
Заключение и выводы
Список литературы
Приложения
Введение
гидроразрыв пласт скважина нефтяной
В промышленной разработке находится 1020 месторождений, текущие запасы нефти составляют 72% всех остаточных извлекаемых запасов.
Из этих месторождений уже отобрано 50,4% начальных извлекаемых запасов. Обводненность добываемой продукции составляет более 70%. Ухудшение структуры запасов открываемых месторождений и истощение высокопродуктивных месторождений приводит к возрастанию доли трудно извлекаемых запасов с низкими дебитами, которые составляют уже более 50%. Поэтому эффективная разработка залежей углеводородов с низкими коллекторскими свойствами и повышение нефтеотдачи в настоящее время и ближайшие десятилетия является одной из основных проблем энергообеспечения России. В мировой практике операции по гидроразрыву пласта начали осуществляться с 1947 года, а с 1952 они получили распространение и в нашей стране на промыслах Татарии, Башкирии, Азербайджана, Краснодарского края и Куйбышевской области. Затем интерес к ГРП несколько снизился и новое возрождение применения ГРП в нефтяной промышленности России началось в конце 80-х годов в связи с появлением импортной техники и технологии.
Нефтепромысловая практика показывает, что ГРП является одним из наиболее эффективных методов восстановления продуктивности скважин при обработке призабойной зоны или повышения естественной продуктивности при глубокопроникающем воздействии на пласт.
Список литературы
1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. Москва. Недра. 1999 г.
2. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД 39-01 / 06-0001-89. 48 с.
3. Панов Г.Е., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Москва. Недра. 1986 г. 242 с.
4. Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. Тюмень. 1987 г. 98 с.
5. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Москва. Недра 1973 г.
6. Э.А. Махмудбеков, А.И. Волков. Интенсификация добычи нефти. Москва. Недра. 1975 г. 223 с.
7. В.Н. Васильевский, А.И. Петров. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. Москва. Недра 1989 г. 149 с.
