КАЗЕННОЕ ОБЩЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ «ГОРОЖАНСКИЙ КАЗАЧИЙ КАДЕТСКИЙ КОРПУС»

Индивидуальный проект

Добыча нефти и газа путем гидроразрыва

Выполнила кадет 10 класса

Батурин Евгений

Руководитель:

учитель физики

Путилина Ксения Сергеевна

Проект допущен к защите «   »_____202_г.

Оценка:________________________

с. Горожанка, 2023

Оглавление

Введение        2

Глава 1.        3

Гидроразрыв пласта        3

Классификации нефтяных месторождений        4

Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта        4

Материалы для проведения ГРП        6

Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта        7

Глава 2.        9

Расчет основных технологических параметров ГРП        9

Вывод        17

Список использованных источников:        18

Введение

Актуальность работы

На сегодняшний день большая часть запасов нефти и газа является трудноизвлекаемой, то есть находится в залежах, приуроченных к низкопроницаемым и слабодренируемым коллекторам. Одним из методов интенсификации добычи, позволяющих сделать извлечение нефти из подобных залежей рентабельной, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Цель работы

Изучение принципа действия гидроразрыва пласта

Анализ эффективности проведения ГРП на (газовом и нефтяном) месторождении

Глава 1.

Гидроразрыв пласта

        Гидравлический разрыв пласта один из способов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин.Технология ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида (природный газ, вода, конденсат, нефть или их смесь) к забою скважины  (рис 1.1).

Рис. 1.1 - схема проведения гидроразрыва пласта

Преимущества ГРП:

a)дебит скважины, как правило, резко возрастает или существенно снижается депрессия.

б)позволяет оживить простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.

в)может также использоваться для дегазации угольных пластов, подземной газификации, и тд

г)применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых тр  адиционными способами нерентабельно ввиду низкого дебита.

д)применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

Классификации нефтяных месторождений

        Нефтяное месторождение – это совокупность нефтяных залежей, располагающихся на определенной территории. Занимаемая площадь колеблется от десятков до сотен километров. По количеству залегаемой нефти месторождения можно разделить на пять групп:

а)мелкие – количество полезных ископаемых не превышает десяти миллионов тонн;

б)средние – от 10 до 100 млн тонн нефти (к таким месторождениям можно отнести Кукмоль, Верх-Тарское и другие);

в)крупное – от 100 млн до 1 млрд тонн (Каламкас, Правдинское и др.);

гигантские, они же крупнейшие – 1-5 миллиардов тонн нефти (Ромашкино, Соматлор и так далее);

г)уникальные, или супергигантские, – более пяти миллиардов тонн (к самым крупным месторождениям можно отнести залежи на Аль-Гаваре, Большом Кургане, в Эр-Румайле).

На территории России есть несколько крупных месторождений нефти, такие как Уренгойское месторождение, Туймазинское месторождение, Ковыктинское и Ванкорское месторождения, Повховское месторождение, Тевлинско-Русскинское месторождение.

Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта

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

Наземное оборудование:

- установки подъемные;

- насосные установки;

- автоцистерны;

- блок манифольдов;

- станция контроля;

- устьевая арматура.

Установки подъемные предназначены для спуско-подъемных операций,связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП.

Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта.

Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано - жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пласта.

Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта.

Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП.

Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину.

Устьевая арматура предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП.

Подземное оборудование :

- насосно - компрессорные трубы;

- пакер.

Насосно - компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости

разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.

Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта.

Материалы для проведения ГРП

        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. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах могут применяться жидкости с углеводородной основой, в нагнетательных - с водной.

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков.

Рабочие жидкости для ГРП не должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.

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. Эта жидкость должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

в) Продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно - компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта

        При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом, в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Для глубоко проникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5-15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрыв в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат разрыва пласта.

Отмечается снижение результатов гидроразрыва пласта от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине.

Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий:

скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;

скважины с загрязненной призабойной зоной;

скважины с высоким газовым фактором для его снижения. Снижение газового фактора за счет ГРП достигается в скважинах, имеющих разгазированную область вокруг забоя;

нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах:

в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

в скважинах с нарушенной фильтровой частью;

в скважинах со сломом или смятием колонны;

при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести РИР для исправления цементного кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

Глава 2.

Расчет основных технологических параметров ГРП

Расчет параметров ГРП пласта 2+3 БС-10 в скважине 7600/131 представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для проведения ГРП;

определение вида трещины и расчет ее размеров.

В качестве расклинивающего агента будем использовать пропант с диаметром частиц 1,4-1,8. Целесообразно применять керамический проппант с покрытием отверждаемой смолой, для уменьшения возврата проппанта из трещины в процессе проведения работы.

Для максимального эффективного закрепления трещин закачаем в трещины 10 т проппанта.

Содержание проппанта в жидкости разрыва определяется ее вязкостью и темпом закачки, таким образом чтобы проппант не выпадал в “осадок” и при технологии ГРП не получили “пробки”.

Спр = 500 кг/м3, концентрация смеси
Остальные данные для расчета возьмем из таблицы 1.1

Таблица 1.1. Данные для расчета основных параметров ГРП

1)Определим давление разрыва по формуле

Рр = Рвг- Рпл+6р                                      (1.1)

где Рвг - вертикальное горное давление;

Рпл - пластовое давление;

6р - сопротивление горной породы на разрыв,6р = 1,5 - 3 Мпа.

Рвг = H * pn*g

где Н - глибина залегания продуктивного пласта;

рп- средняя плотность выделехажих пород: рп =2300 кг/мЗ;

g - ускорение свободного падения.

Рвг = 2850*2300*9,81 = 64,3 МПа,

тогда Рр будем иметь

Рр = 64,3 - 25 + 2 = 41,3 МПа

2)Необходимое забойное давление найдем по формуле

Рзаб = Рр*а ,                                        (1.3)

где а - необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва, а = 1,2-1,4.

Рзаб = 41,3 * 1,2 = 49,5 МПа.

3)Определим давление на устье скважины, которое необходимо создать для осуществления процесса ГРП

Ру=Рзаб.-Рст.+Ртр.                          (1.4)

Статическое давление определяется по формуле

Рст.=р см, * g * Н,                         (1.5)

где р см..-плотность смеси, равна

Р см. = (р пр-рж) * Спр + pж=(2100-960)*0,19+960=1177 кг/мЗ

Тогда, Рст = 1177*9,8*2850=32,9 МПа.

По методу Желтова Ю.П. определяем давление на трение

                                 (1.6)

где Y - коэффициент гидравлического сопротивления;

d-диаметр насосно компрессорных труб, d=59мм=0.059 м. , для турбулентного режима, Re>1530,

,  для ламинарного режима , Rе<=1530.

                                      (1.7)

Вязкость смеси равна

Мсм = Мж * е(3,18*С) = 200*е(3,18*0,19)=366 мПа*с

Определим число Рейнольдса

 > 1530, тогда  .

По формуле (1.6) определим

Подставляя значения Рзаб., Рст. и Ртр в формулу (1.4.), получим значение устьевого давления

Ру = 49,5 - 32,9 + 26 = 42,6 МПа.

4)Определим общий обьем закачиваемой жидкости и продолжительность процесса гидроразрыва: Uжр. =5 мЗ

Объем жидкости пропантоносителя определяем из соотношения

,

где Gпр - колличество пропанта, кг;

Спр - концентрация пропанта, кг.

Объем продавочной жидкости принимаем на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с пропантом

,                                     (1.8)

где К =1,3 - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб.

Принимаем объем закачиваемой жидкости для всех трех скважин

Unp = 11 м3.

Тогда общий обьем закачиваемой жидкости будет

Vж : Vжр + Vжпр + Vnp =5+20+11=36 м3.

06oщую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения

5) Выбираем наземное оборудование:

Рабочую жидкость ГРП в скважину закачиваем агрегатом:

УН1-630х700А (4АН-700)

При давлении Ра=50МПа развиваемым агрегатом подача будет Qа=9л/с, при диаметре плунжера 120 мм.

Число насосных агрегатов найдем из соотношения

                                     (1.9)

где Ктс - коэффициент учитывающий техническое состояние агрегатов,

Ктс = 0,8.

Для всех трех скважин достаточно 4-х агрегатов 4-АН-700. Так как по условию задано ввести в трещины 10т пропанта, то согласно характеристики агрегата 4ПА потребуется 2 пескосмесителя.

Количество автоцистерн определяем исходя из обьема рабочей жидкости процесса ГРП: Uж = 36 м3, Для обеспечение проведения процесса потребуется 3 автоцистерны ЦР-20, вместимостью 17 м3, одна из них для продавочной жидкости, две для жидкости разрыва.

В районах с холодным климатом применяют для обвязки агрегатов между собой и устьевой головкой при нагнетании жидкости в скважину самоходный блок манифольдов 1БМ-700С.

Устье скважины в этом случае оборудуется фонтанной арматурой 2АУ-700СУ, рассчитаной на рабочее давление 70 МПа.

5) Определим технологическую эффективность запроектированных и рассчитанных гидроразрывов:

Для этого сначала определим радиус трещены проведенного ГРП

                                (1.10)

где Vжр - объем жидкости;

Е - модуль упругости, Е=1010 Па;

v - коэффициент Пуассона, v=0.3

гтр = 56 м.

7) Ширину трещины определяем по формуле

                                  (1.11)

w=0,1м.

Проппант распространяясь в трещины не заполняет ее полную длину, а

проходит на 90% ее длины.

гтр =56*0,9=50,4М.

Определим остаточную ширину трещины

                                                (1.12)

где m- пористость трещины.

При закачке проппанта с размером частиц 1,4 -1,8 мм, пористость трещины равна 0,3.

Проницаемость таких трещин определяется по формуле

                                             (1.13)

 = 0,15*10-3 м2,

Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта, то проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещин будет

                                       (1.14)

Таким образом в результате создания трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в тысячи раз.

Проницаемость всей дренажной системы изменяется незначительно, поэтому из формул Дюпюи, Максимович Г.К. вывел приближенную формулу ожидаемого эффекта от гидроразрыва

 м                                       (1.15)

где rk ~ радиус контура питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами, Rк=300 м

rс - радидс скважины (гс = 0,145м).

Таким образом после гидроразрыва пласта можно ожидать более чем четырехкратное увеличение дебитов скважин. Полученные расчетные значения показателей гидроразрыва сводим в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Результаты расчета показателей процесса гидроразрыва пласта по скважинам Тевлино-Русскинского месторождения

Из результатов расчета имеем среднюю эффективность гидроразрыва пласта - 4,5. Тогда среднее увеличение дебита нефти скважины будет

АQ=(qср*4,5)*1 - qср,

где qcp = 9 т/сут - средний дебит нефти из скважины мз закрепленного фонда ГРП;

1 - успешность проведения ГРП на Тевлино-Русскинском месторождении.

Q= (9*4,5)*0,98*9=29 т/сут.

Так как средняя длительность эффекта равна 4 года и среднее падение дебита нефти в год по сравнению с предыдущм годом в 2 раза, то можно приблизительно вычислить дополнительную добычу нефти Q=1723 тыс.т.нефти.

Вставить минус. Про экологию

Вывод

        В данной научной работе были рассмотрены основные аспекты добычи нефти и газа с помощью гидроразрыва. Были проанализированы преимущества и недостатки данного метода, а также его влияние на окружающую среду.

Из всего моего проекта можно сделать следующие выводы:
гидроразрыв пласта - это технология, используемая в добыче нефти и газа, которая позволяет получать больше энергии из недр Земли. В условиях нынешней развивающейся техники и общества, добыча нефти и газа путем гидроразрыва пласта остаётся одним из самых эффективных и востребованных методов в деле получения энергоносителей.

Так же свою работу я загрузил на сайт http://project7343043.tilda.ws/ , чтобы любой учащийся мог воспользоваться этим материалом. Также этот материалы моей работы могут использоваться на открытых или тематических уроках физики 9-11 классов

Список использованных источников:

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов.

М.: Недра, 1986.

2. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти / В.И. Щуров. - М.: Недра, 1983.
3. Каплан Л.С. Введение в технологию и технику нефтедобычи / Л.С. Каплан, У.З. Ражетдинов. - Уфа: ПКФ «Конкорд - Инвест», 1995 .
4. Годовой отчет ТПП “Когалымнефтегаз” за 1999-2001 .
5. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности / В.Ф. Иматов, Ю.М. Малышев и др. - М.: Недра, 1990 .