Вибійний тиск гідророзриву [2]:

.

Густину порід приймемо п=2500 кг/м3.

Вертикальна складова гірничого тиску [1]:

.

Коефіцієнт Пуасона гірських порід =0.25.

Горизонтальна складова гірничого тиску:

Далі проводимо розрахунок параметрів рідинно пісчаної суміші. Концентрація піску в рідині c=200 кг/м3. Густина піску пп=2500 кг/м3.

Об’ємна концентрація піску в рідині:

В якості рідини пісконосія використовуємо 0.8% розчин ПАА (поліакриламід) густиною р=1060 кг/м3 та в’язкістю р=30 мПа с.

Густина суміші:

Умовна в’язкість піско-рідинної суміші:

Задамося витратою рідини q0=10 л/с =0.01 м3/с. Тоді швидкість руху суміші в трубах НКТ:

Критерій Рейнольдса:

Коефіцієнт гідравлічного опору по формулі Блазіуса:

.

Втрати тиску на тертя по формулі Дарсі-Вейсбаха:

Максимальний тиск на гирлі при проведенні процесу:

Для проведення процесу гідравлічного розриву пласта вибираємо насосний агрегат 4АН-700 (УН1-700х350А), параметри роботи якого на 1-й швидкості наступні: qагр=6.4 л/с, Pагр=70 МПа, коефіцієнт технічного стану агрегату kтс=0.75.

Кількість агрегатів:

.

Для нагнітання кислотного розчину під високим тиском використовуємо агрегат АзІНМАШ-30А (Pак=33.3 МПа, qак=5.8 л/с).

Кількість кислотних агрегатів високого тиску:

Далі проводимо розрахунок необхідної кількості матеріалів та реагентів.

Об’єм рідини продавки з врахуванням поверхневих комунікацій (0.8% розчин ПАА):

Масу піску для проведення одного розриву пласта M = 10 т по літературним даним. Тоді об’єм рідини піско-носія (0.8% розчин ПАА):

Об’єм рідини розриву беремо Vр=7.5 м3 (0.8 м3 розчин ПАА) згідно літературних даних.

Об’єм робочого кислотного розчину при нормі його витраті на 1 м ефективної товщини пласта hк=2 м3/м з робочою концентрацією xр=15% становить:

Об’єм товарної xт=27.5% соляної кислоти для приготування робочого розчину:

Необхідна кількість води для приготування робочого кислотного розчину:

Визначення часу роботи насосних агрегатів.

4АН-700

Час нагнітання рідини розриву:

Час нагнітання рідини піско-носія:

Час нагнітання рідини продавки:

Загальний час роботи агрегату:

АзІНМАШ-30А

Час нагнітання кислотного розчину:

2.5.Проектування освоєння свердловин після після дії на привибійну зону пласта

Освоєння свердловини проводимо компресорним методом нагнітанням газу в затрубний простір відтисненням рідини продавки (0.8% розчин ПАА, р=1060 кг/м3; р=30 мПа с) на поверхню через НКТ. Максимальний тиск при освоєнні буде коли газ освоєння досягне башмака ліфтових труб. При цьому якщо прийняти, що втрати тиску на тертя при русі газу компенсуються вагою газу, то максимальний тиск нагнітання становитиме:

де Pг.ст - гідростатичний тиск, що створює рідина продавки:

Pтр - втрати тиску на подолання гідравлічного тертя при русі рідини по НКТ. Згідно рекомендацій Т.І.Міщенко при русі по трубам технологічних рідин коефіцієнт гідравлічного опору в розрахунках приймають: =0.03. Приймемо витрата рідини при освоєнні складає Q=0.01 м3/с. Тоді швидкість руху рідини по НКТ:

Втрати тиску на подолання гідравлічного опору при русі по трубам рідини згідно формули Дарсі-Вейсбаха:

Pпр - проти тиск на гирлі свердловини. При освоєнні свердловина під’єднана до факельної лінії, тоді:

Тиск нагнітання:

Витрата газу при освоєнні приведена до стандартних умов:

Для освоєння використовуємо компресор УПК-350 робочий тиск якого максимальний становить 350 МПа, та витрата 300 тис.м3/доб, що задовільняє нашим умовам. Процес освоєння проводимо до початку притоку газу з пласта.

2.6.Технологія техніка запроектованого способу дії на привибійну зону свердловини. Технологічна карта. Організація та послідовність виконання робіт на свердловині

Технологія проведення гідрокислотного розриву пласта включає в себе наступні технологічні операції:

-підготовчі роботи.

1.Демонтаж свердловиного експлуатаційного обладнання (глушіння свердловини, підготовка площадки для проведення робіт, підйом НКТ та демонтаж фонтанної арматури).

2.Встановлення свердловиного обладнання для проведення технологічних робіт під високим тиском (спуск нових НКТ, установка ФА-500А - фонтана арматура розрахована на нагнітання в свердловину високо корозійних середовищ під тиском до 50 МПа).

3.Об’язка поверхневого технологічного обладнання згідно схеми проведення ГКРП (схема ГРП з під’єднанням кислотного кислотного агрегату високого тиску. Див. рис.6.2).

4.Опресовка обладнання та комунікацій на півторакратний тиск від максимального очікуємого.

-проведення процесу.

1.Нагнітання рідини розриву (4АН-700).

2.Нагнітання під високим тиском кислотного розчину (АзІНМАШ-30А).

3.Нагнітання рідино-пісчаної суміші (4АН-700).

4.Нагнітання рідини продавки (4АН-700).

-заключні роботи.

1.Стравлення високого тиску.

2.Демонтаж обладнання для проведення ГКРП.

3.Установка експлуатаційного обладнання, освоєння та пуск свердловини в роботу

Рис.6.2.Технологічна схема проведення гідрокислотного розриву пласта

1.Свердловина. 2.НКТ. 3.Пакер. 4.Зворотний клапан. 5.Блок маніфольдів БМ-700. 6.Кислотний агрегат високого тиску АзІНМАШ-30А. 7.Насосний агрегат високого тиску 4АН-700. 8.Цементувальний агрегат ЦА-320 для перемішування рідини з піском. 9.Кислотний розчин. 10. Рідина розриву. 11.Рідина продавки. 12.Рідина пісконосій.

2.7.Розрахунок прогнозної технологічної ефективності запроектованого способу дії на привибійну зону пласта (збільшення дебіту свердловини, тривалості ефекту і додаткового видобутку газу )

Даний технологічний процес поєднує в собі елементи ГРП та СКО, тому спочатку визначимо ефективність його елементів окремо.

ГРП: Радіус тріщини:

Ширина (відкритість) тріщини на стінці свердловини:

E = 1.5104 МПа - модуль Юнга для гірських порід.

Проникність горизонтальної тріщини:

Проникність привибійної зони пласта після гідророзриву:

Очікуємий ефект від розриву пласта (відношення дебітів до після розриву пласта):

СКО (ефективність внаслідок дії кислотного розчину)

Радіус проникнення кислотного розчину:

Коефіцієнт збільшення проникності в зоні дії розчину кислоти (карбонатність порід mк = 0.2):

Проникність дренажної системи в зоні дії кислотного розчину:

Очікуєме збільшення дебіту внаслідок дії кислотного розчину:

Збільшення дебіту внаслідок проведення ГКРП:

Дебіт після ГКРП:

Додатковий видобуток газу внаслідок проведення ГКРП:

q = q - q(до ГКРП) = 48 – 11.4 = 36,6тис.м3/доб.

3.ПРОЕКТУВАННЯ ЗАХОДІВ ПО БОРОТЬБІ З УСКЛАДНЕННЯМ ПРИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН (ВИНЕСЕННЯ РІДИНИ)

3.1.Аналіз умов експлуатації свердловин покладу обгрунтування необхідності застосування методів боротьби з ускладненням в процесі їх експлуатації

Внаслідок зміни термобаричних умов на вибої свердловини проходить випадання з газу конденсаційної води. Поява води на вибої створює рідину пробку, гідростатичний тиск якої приводить до зростання вибійного тиску, як наслідок падіння дебіту газу. Тому для умов свердловини № 62 за проектовано виніс води з вибою свердловини за допомогою ПАР - неонолу.

2.2.Характеристика сучасних методів інтенсифікації роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин і вибір раціонального способу для умов покладу

2.2.1.Причини обводнення газових свердловин

Розробка газових родовищ при