Розробка Штормового родовища

/>

де рб – теоретичний бічний гірничий тиск, МПа; n- коефіцієнт Пуассона, звичайно n=0,25; H- глибина пласта в свердловині, м; rп – густина породи, кг/м3; g=9,8 м/с2.

Вважають, що утворення тріщини можливе, якщо перепад між тиском у свердловині та пластовим тиском був більшим, ніж бічний гірничий тиск DРс> рб.

Якщо в’язкість рідини-пісконосія близька до в’язкості пластової рідини, то для одержання прийнятних розмірів тріщини у чисельник формули (3.2.26) вводимо коефіцієнт умовного збільшення в’язкості, прийнявши

m = 4m. (3.2.29)

Ширину тріщини розраховують за формулою

де n– коефіцієнт Пуасона для гірських порід (n=0,25); w - ширина тріщини, см; Е – модуль Юнга для гірських порід (Е »104 Мпа).

Кількість насосних агрегатів для ГРП визначають, виходячи з відомих Рр.г, qm, характеристики одного агрегата Ра1, qа1 і технічного стану агрегатів Ка1» 0,5…0,9:

Тривалість проведення ГРП наближено оцінюють за такою залежністю:

t=1440(Vp.p+Vб.р.+Vр.п+Vпр)/qm (3.2.32)

Технологічну ефективність ГРП з вертикальною тріщиною у вигляді кратності росту дебіту після ГРП оцінюють за І.В.Кривоносовим з умови припливу до свердловини з радіусом горизонтальної тріщини, еквівалентним частині її півдовжини L, Rтр=0,25L:

де Qгр і Q0 – відповідно дебіти після і до ГРП; Rк – радіус контура живлення, rс- радіус свердловини.

Якщо свердловина має забруднену привибійну зону, приймаємо за rс приведений радіус свердловини rс = rпр.

3.3 Розрахунок ГРП

Таблиця 3.3.1. Вихідні дані для розрахунку ГРП

Параметр	Значення
Діаметр експлуатаційної колони, мм	168
Товщина стінки, мм	9
Тиск обпресування, Мпа	18
Верхні і нижні отвори перфорації, м Нв.п Нн.п	1840 1900
Товщина пласта, що підлягає ГРП,м	14
Пластовий тиск, Мпа	25,1
Пластова температура, 0С	77
Пористість порід,%	16
Середня проникність,мкм2	0,003
Поточна обводненість,%	0
Характеристика НКТ Марка Зовнішній діаметр,мм Товщина стінки,мм Глибина спуску,м	Е 89 6,5 1870
Тип насосного агрегата	УН1-630х700А(4АН-700)
Максимальний робочий тиск,МПа	70
Приймальність агрегата, при Р=70 МПа, м3/добу	552,96
Приймальність агрегата, при Ро=20 МПа, м3/добу	250
Дебіт свердловини, тис. м3/добу	20

При ГРП застосовують такі рідини: рідина розриву та протискуюча рідина – водний розчин 0,2% неонолу густиною rр.р.=1000 кг/м3; буферна рідина і пісконосій – водний 0,4% розчин ПАА в’язкістю mр.п.=40 мПа с, густиною rр.п.=1000 кг/м3.

I.Розрахуєм тиск та витрату рідини під час ГРП.

Визначимо середню глибину інтервалу перфорації:

Розрахуємо тиск на вибої Ро під час випробування свердловини на приймальність з тиском на гирлі Рог. Оскільки для цього застосовують малов’язку рідину з невеликою витратою qo=250 м3/добу то гідравлічні витрати незначні приблизно в 89 мм НКТ.

Отже витрати приблизно дорівнюють 0,006+0,00023=0,01 Мпа/100м.

Отже тиск на вибої:

3.Знайдемо початковий коефіцієнт приймальності свердловини для відомих значень qо і Ро.

4. Розрахуємо очікуваний тиск на вибої під час ГРП при чотирикратному рості приймальності за формулою (3.2.7). Для цього спочатку розрахуємо tgb за формулою (3.2.8) значення

Очікуваний максимальний тиск під час ГРП

Ррм =1,06 . Рр4 = 1,06 . 47,034 = 49,86 МПа

5. Визначимо очікувану максимальну витрату рідини для ГРП за формулою (3.2.15), прийнявши Аq=6,7 для рідини в’язкістю mр.п = 40 мПа . с

6.Розрахуємо тиск на гирлі свердловини (на насосних агрегатах) під час нагнітання в пласт рідини розриву за рівнянням (3.2.16)

Рр.г. = Рр.m + Ргс.т. + Рвтр.

7.Гідравлічні втрати складаються з втрат у 89 міліметрових трубах і втрат у 168 міліметровій колоні. Розрахуємо їх для турболентного режиму в трубах

і в обсадній колоні:

Отже гідравлічні витрати:

Рвтр.=Рвтр.т.+Рвтр.к=8,92+0 = 8,92 Мпа

Таким чином, за формулою (3.2.16)

Рр.р.г = 49,86 – 18,34 + 8,92 = 40,44 МПа

9. Визначимо тиск під час нагнітання в пласт буферної рідини. Для цього спочатку розрахуємо гідравлічні втрати в НКТ і в колоні за такими ж формулами, що й під час нагнітання рідини розриву. Аналізуючи розрахунки п.7 бачимо, що гідровитрати під час нагнітання в’язкої рідини з mб.р = 40 мПаЧ с і rб.р = 1000 кг/м3 будуть більші ніж при нагнітанні води:

(mб.р)0,25 = 400,25 =2,515.

Отже, витрати в НКТ будуть збільшені в 2,515 разів, а саме:

Рвтр.т = 0,477 . 18,7 . 2,515 = 22,43 МПа;

Рвтр.к = 0 . 2,515 = 0 МПа;

Рвтр = 22,43 +0=22,43 МПа.

Очікуваний тиск на гирлі під час нагнітання буферної рідини

Рб.р.г = 49,86 – 18,34 + 22,43 = 53,95 МПа.

10. Тиск під час нагнітання рідини-пісконосія визначаємо з урахуванням впливу піску на гідравлічні витрати.

Для цього вирахуємо густину та умовну в’язкість суміші рідини з піском.

Густина суміші

де Спс =90 кг/м3 – концентрація піску в рідині;

rб.р. – густина буферної рідини і рідини пісконосія, кг/м3.

Отже,

Умовна в’язкість суміші

mсм.= m б.р е (3,18 . 0,034) = 40 е (3,18 . 0,034)=44,6 мПа . с.

Визначимо множник збільшення гідровитрат

(mсм)0,25 = (44,6)0,25=2,584.

Отже, втрати тиску в трубах і колоні

Рвтр.=0,477. 18,7 . 2,584 + 0 . 2,584=23,05 МПа.

Очікуваний тиск на агрегатах під час закріплення тріщин піском:

Рр.н.г = 49,86 – 18,34 + 23,05 = 54,57 МПа.

Таким чином, порівнюючи максимальні очікувані тиски на всіх етапах ГРП, бачимо, що вони менші від практично можливих для застосовуваних насосних агрегатів УН1-630х70А (4АН-700) тисків на 60 МПа. Тому ГРП у свердловині наявними технічними засобами – можливий.

II. Розрахуєм об’єм рідини для ГРП і масу закріплювача тріщин (піску).

1.Визначимо потрібну півдовжину вертикальної тріщини, яка має забезпечити оптимальний приріст дебіту за формулою (3.2.17)

L=143 k-0,27 = 143 . 3-0,27 = 106 м.

2.Поверхня фільтрації двох півдовжин тріщини за (3.2.18)

Sтр = 2 Lh=2 .106 .14 = 2968 м2.

3.Потрібний питомий розподіл закріплювача в тріщині за (3.2.19)

mпс= 10+100 (0,16-0,11)=15 кг/м3 .

4.Маса піску, необхідна для закріплення тріщини, згідно з (3.2.20)

Mпс = 2968 . 15/1000 = 44,52 т.

5.Об’єм рідини розриву розраховуємо відповідно до потреби дослідження на приймальність зі зростаючою витратою рідини і початковим розкриттям тріщин. Звичайно Vр.р = 20…30 м3 малов’язкої рідини.

6. Об’єм рідини-пісконосія визначаємо, виходячи з потрібної маси піску і допустимої його концентрації.

За рівнянням (3.2.23) і (3.2.24) рекомендована концентрація піску

Кпс =4000/638m-0,73= 6,27 mр.н.-0,73

Для mр.н = mб.р.= 40 мПа . с знайдемо

Кпс =6,27 .14,77=92,6 кг/м3

Приймемо допустиму концентрацію піску Кпс =90 кг/м3.

Об’єм рідини-пісконосія визначаємо за залежністю (3.2.22)

Vр.п.=103.44,52 /92,6=480,78 м3

7. Об’єм буферної рідини знаходимо за умовою

Vб.р.=0,3 Vр.п.=0,3. 480,78 = 144,23 м3

8. Об’єм протискуючої рідини розрахуємо за формулою (3.2.25)

Vп.р.=0,785 (1870 . 0,0762+(1840-1870)0,1682)=0,785 . 9,95=7,814м3

Таким чином, під час ГРП у свердловину буде запомповано послідовно рідини розриву – 30м3, буферної рідини – 144,23 м3 , рідини-пісконосія 480,78 м3, протискуючої рідини – 7,814 м3, піску – 44,52 т.

III. Розрахуємо розміри тріщини які утворюються під час ГРП.

Додаткові дані: коефіцієнт Пуассона для порід n=0,25, а молуль Юнга Е=104МПа. Густина порід rп=2600 кг/м3.

Попередньо обчислюємо бічний гірничий тиск за залежністю (3.2.27):

рб=( DРс+DР0)/2

Знайдемо DР0 – перепад тиску між свердловиною і пластом, напочатку розкриття тріщин, який дорівнює репресії на пласт на вісрі тріщини в глибині пласта

DР0=Р0 -Рпл=38,513-25,1=13,413 МПа.

Перепад тиску між DРс вибоєм свердловини і пластом під час ГРП

DРс=РРm -Рпл=49,86-25,1=24,76 МПа.

Отже,

Рб=(24,76+13,413)/2=19,09 МПа.

Для ідеально пружних порід з теоретичних міркувань бічний гірничий тиск можна вирахувати за формулою (3.2.28)

З визначених двох значень беремо більше, або Рб=19,09 МПа

Розрахуємо півдовжину тріщини, що утворюється під час нагнітання рідини розриву за таких умов: Vр.р=30 м3=30 . 106 см3, q=3100 м3/добу=35879,6 см3/с, mp.p=1мПа . с=0,001 Па . с, h=14 м = 1400 см, h2=1,96 . 106 см2, m=0,16, k=0,003 .108 см2, mум = 4m = 0,004 мПа . с.

Підставивши у формулу(3.2.26), знайдемо

Ширина такої тріщини за (3.2.30) становить

Очевидно, тріщини такої ширини практично неможливо закріпити піском. Для збільшення розмірів тріщини нагнітаємо в’язку буферну рідину без піску за умовами і розрахунками попередніх розрахунків, тобто Vб.р.=144,23 м3=144,23 . 106 см3.

Півдовжина тріщини, що утвороюється під час нагнітання в’язкої буферної рідини,

Ширина тріщини

Таким чином, після нагнітання буферної рідини тріщина розкрита достатньо широко і розвинута глибоко.

Розрахуємо розміри тріщини, яка утвориться після надходження в пласт вслід за буферною рідиною рідини-пісконосія.

Додаткові вхідні дані:

V=Vб.р+Vр.п =144,23 + 480,78 = 625,01 м3=625,01 . 106 см3.

Півдовжина тріщини

Ширина тріщини

Ширина тріщини, очевидно, в декілька разів завищена. Оцінимо об’єм тріщини та порівняємо його з об’ємом закріплювача в кількості 44,52 т. Врахуємо, що питомий об’єм піску в тріщині дорівнює 1,6 м3/т. Об’єм піску, використаного під час ГРП,

Vпс = Мпс /1,6 = 44,52/1,6 = 27,825 м3.

Oб’єм тріщини

Vтр = Sтр. wр.н.= 2Lр.пhwр.п = 2 . 50,62 . 14 . 0,024=34,02 м3

Таким чином, об’єм тріщин, що розкриваються, може вмістити значно більше піску, ніж запомповано з рідиною-пісконосієм.

Щоб заповнити утворений об’єм тріщини нам потрібно збільшити масу піску. Необхідна маса піску буде:

Мпс= Vтр . 1,6=34,02 .1,6 » 54,43 т.

Визначим тривалість проведення ГРП без підготовчо-завершальних робіт за формулою (3.2.32)

t=1440 (30+144,23+480,78+10,42 )/3100 = 309 хв = 5,15 год.

Технологічну ефективність ГРП оцінимо за І.В. Кривоносовим за формулою (3.2.33)

Отже, дебіт після ГРП зросте на 1,74 і буде становити

Qгрп = Qo . 1,74 = 20 . 1,74 = 34,8 тис. м3/ добу.

Кількість насосних агрегатів розрахуємо за формулою (3.2.31)

Отже нам потрібно 5 насосних агрегатів УН-630х700А (4АН-700).

Для проведення процесу ГРП потрібно забезпечити на свердловині наявність слідуючої спецтехніки (Табл.3.3.2)

Таблиця 3.3.2

Вид спецтехніки і транспорту	Тип спецтехніки	Кількість
Агрегат насосний	4АН-700	5
Цементний агрегат	ЦА-320	6
Автоцистерни	АЦ-10(рейсів)
Піскозмішувальний агрегат	УСП-50	1
Резервуари	Резервуар, 100м3	7
Блок маніфольда насосного агрегату	1БМ-700	1
Станція контролю	СКЦ-2М	1
Вантажні автомобілі	ГАЗ-66, МАЗ, Урал
Паливозаправник	АТЗ-3,8	1

4. Забезпечення життєдіяльності і охорона навколишнього середовища

4.1 Основні проблеми забезпечення життєдіяльності і їх комплексна

оцінка на даному родовищі

Охорона праці на морській стаціонарній платформі включає в себе такі положення:

- загальні вимоги;

- евакуація персоналу;

- індивідуальні і колективні рятувальні засоби;

- протипожежний захист.

Загальні вимоги:

- на МСП в виробничих приміщеннях на видимих місцях розміщені схеми розташування трубопроводів і запірного обладнання на експлуатаційних комунікаціях;

- після шторму обслуговуючий персонал, який назначений начальником, майстром МСП, обстежує стан обладнання, стояків, посадочних площадок тощо. Результати огляду зафіксовують в журналі технічного стану обладнання і приймають міри по усуненню виявлених порушень;

- для паління на МСП відведені спеціально облаштовані для цього місця в житловому блоці;

- у випадку газопрояву або відкритого фонтанування на любій свердловині МСП всі вогненебезпечні роботи повинні бути припинені;

- у нічний час при сильному штормі і тумані на МСП необхідно включити сигнальні вогні безпеки навігації;

- кожний робітник МСП в обов’язковому порядку має получити від керівництва книжку і службовий номер, в якій вказані сигнали тревог і його обов’язки при тревозі;

- всі робітники МСП повинні бути навчені:

а) плаванню;

б) вмінням надавати першу допомогу;

в) правилам поводження з рятувальними засобами;

г) практичним діям по сигналам тревог;

- персонал МСП повинен знати місце і дії по сигналам тревоги, а також місця розташування рятувальних засобів, вміти користуватися колективними та індивідуальними рятувальними засобами.

Евакуація персоналу МСП включає:

- робочі площадки і приміщення на МСП мають не менше двох евакуаційних виходів (основний і аварійний);

- двері на шляхах евакуації не повинні мати заторів і повинні відкриватися в сторону руху по шляху евакуації;

- шляхи евакуації, місця розміщення колективних рятувальних засобів, включаючи обладнання для спуску на воду, а також поверхня моря в місці спуску в нічний час мають бути забезпечені освітленням;

- шляхи евакуації вказані стрілками. Персонал МСП розписаний по рятувальним шлюпкам і плотам;

- персонал МСП необхідно попередньо проінструктувати і практично навчити заходам, які необхідні при евакуації з платформи. Команду “евакуація” подає начальник МСП або людина, що його замінює. Він же попереджує чергові кораблі і вертольоти, а при необхідності посилає “Міжнародний сигнал біди” (S.O.S). Начальник платформи, майстер, радіст залишають МСП останніми.

Індивідуальні і колективні засоби включають:

- рятувальні круги, встановлені по одному кругу через 20 м по периметру огородження;

- рятувальні жилети для кожного з робітників;

- рятувальні плоти і мотобот.

Протипожежний захист включає:

- автоматична і ручна пожежна сигналізація;

- первинні знаряддя пожежотушіння (які повинні бути в справному стані), що розміщені в легкодоступних місцях;

- приміщення для зберігання засобів пожежотушіння;

три комплекта тепловідбиваючих костюмів, які зберігаються в спеціально відведених місцях.

Забезпечення безпеки технологічних процесів при проведенні ГРП Гідравлічний розрив пласта (ГРП) являє собою один з найбільш ефективних способів дії на привибійну зону сердловин. Специфічною особливістю ГРП є застосування обладнання, працюючого під високим тиском.

Для закачування в свердловину рідини під високим тиском використовують насосні агрегати (4АН-700, 5АН-700, АзИНМАШ-30А та ін.).

Важливою умовою безпеки при використанні насосних агрегатів є встановлення на насосах заводських тарированих запобігаючих пристроїв і манометрів.

При обслуговуванні піскозмішувальних агрегатів виникає небезпека падіння в бункер при відсутності сіток на них, а також падіння з висоти при поломці майданчиків і дробин з перилами для підйому на бункер. Гирло свердловини при ГРП обладнують спеціальною арматурою.

Для заміру і регістрації тиску при ГРП до арматури мають бути приєднані показуючий і реєструючий манометри, винесені за допомогою імпульсних трубок на безпечну відстань.

Велике значення мають також підготовчі міроприємства. Територія біля свердловини має бути очищена і по можливості вирівнена. Всі предмети, які заважають розміщенню обладнання і прокладці трубопроводів, мають бути забрані, а під’їздні шляхи до свердловини приведені до порядку.

Перед проведенням роботи необхідно перевірити справність обладнання, запобіаючих пристроїв та всіх пристроїв за технікою безпеки.

Обладнання і нагнітальні лінії після їх монтажа на свердловині опресовують на півторакратний тиск від очікуваємого максимального при гідророзриві пласта.

Перед початком робіт по ГРП, так як і перед опресовкою обладнання, всі люди мають бути видалені від гирла свердловини на небезпечну відстань.

Для забезпечення безпеки робіт, установки для ГРП повинні бути розміщені на відстані не менше 10м від гирла свердловини с таким розрахунком щоби кабіни установок не були звернені до гирла свердловини. Відстань між установками повинна бути не менше 1м.

Для захисту людей від шуму застосовують антифони і заглушки

Пожежна безпека

При проведенні гідророзриву пласта виникає пожежна небезпека, пов’язана з застосуванням в якості рідини розриву в’язкої нафти, мазутних сумішей та ін. В зв’язку з цим особливу увагу потрібно звернути на те, щоби над місцем встановлення насосних і піскозмішуючих установок, автоцистерн і ємностей для нафти, а також напірних ліній не проходили силові або освітлюючі повітряні електролінії. Вихлопні труби установок та решта машин, які застосовуються при ГРП, повинні бути обладнані глушником з іскрогасником. На кожній установці і автоцистерні повинні бути вогнегасники.

Для запобігання вибухів і пожеж, підігрівати напірні лінії і пристрої потрібно паром або гарячою водою.

Пожежонебезпечні властивості речовин, які застосовуються при бурінні.

Таблиця 4.1 Пожежонебезпечні властивості речовин

Назва речовин та матеріалу	Температура, °С
	спалаху	самовозгорання	загорання
Дизельне пальне	65	280	–
Мастило для дизельних двигунів	200	300-380	230-250
Бітум нафтовий	–	–	285-354
Нафта	20	380-531	–

При гасінні пожежі велике значення має правидбне водопостачання, якє треба здійснювати одночасно з будівництвом та підготовкою площадки бурової установки для проведення бурових робіт.

Джерелами спалаху можуть бути механічні та електричні іскри, нагріті поверхні, а також причинами пожежі можуть бути:

порушення технологічних процесів;

порушення протипожежного режиму;

відхід від вимог нормативних документів.

Таблиця 4.2 Первинні засоби пожежогасіння

Назва	ДОСТ, ТУ	Кількість, шт.
Вогнегасники пінні ОХП-10	ДОСТ 16005-701	6
Ящики з піском
- 0,5 м3	–	4
- 1 м3	–	1
Лопати	ДОСТ 3620-76	6
Лом пожежний	ДОСТ 16714-71	4
Сокира пожежна	ДОСТ 16714-71	4
Багор пожежний	ДОСТ 16714-71	4
Відро пожежне	ТУ-220	6
Щит пожежний дерев’яний	ТУ-220	4

Для гасіння пожеж в якості вогнегасних засобів використовують воду у вигляді компактних струменів пари, або в розпиленому вигляді, інертні гази (азот, піни), порошки, пісок та інші.

4.2 Екологічна оцінка основних забруднювачів моря і розробка заходів

з їх профілактики

Проектуючи МСП та інші об’єкти родовища, належить розробляти цілий комплекс заходів для уникнення нанесення шкоди навколишньому середовищу при їх будівництві та експлуатації.

Маючи це на меті, треба забезпечити:

- природну екологічну рівновагу;

- охорону рибних запасів;

- герметизацію систем збору, підготовки і транспортування продукції свердловин;

- нейтралізування небезпечних властивостей газових викидів;

Технологічні комплекси мають бути спроектовані так, щоб обладнання, встановлене на МСП для захисту навколишнього середовища, забезпечувало:

- збирання, очищення і спалювання продукції свердловин, що отримується в процесі освоєння;

- очищення господарсько-фекальних стоків;

- збирання і вивезення на берегові очисні споруди господарсько-побутових стічних вод;

- збирання і відкачка на очисні споруди виробничо-дощових і стічних вод;

- збирання у контейнери сміття, хімічно відпрацьованого глинистого розчину, шламу;

- спалювання газу, збирання і відкачування рідини при операціях, що мають за мету відновлення пропускної здатності підводних трубопроводів при розрядженнях свердловин і обладнання та при аварійних викідах газу.

В процесі облаштування, розбурення і експлуатації родовищ необхідно здійснювати комплекс заходів з охорони надр і довкілля.

Охорона повітряного басейну включає в себе забезпечення герметизованої системи збору, підготовки і транспортування газу і газового конденсату, що досягається за допомогою герметизованого блочно-комплексного обладнання і регулюючої апаратури для попередження неконтрольованих викидів в атмосферу.

Охорона водних ресурсів, а також раціональне їх використання передбачає такі заходи:

- забезпечення збору, переробки і захоронення технологічних відходів процесу буріння свердловин шляхом використання закритих систем циркуляції бурового розчину;

- забезпечення збору, утилізації або захоронення робочих рідин, які використовувались в процесах поточного і капітального ремонту свердловин;

- забезпечення високої надійності морських і наземних трубопроводів для збору, транспорту газконденсату і газу;

- забезпечення надійного захоронення стічних вод в поглинаючі горизонти по закритій системі.

Охорона надр при розбурюванні і розробці родовища включає:

- недопущення відкритого фонтанування і викиду, обвалу стовбура свердловини;

- забезпечення якісного розкриття продуктивного горизонту і подальшого освоєння свердловин;

- проведення необхідного комплексу геофізичних та інших методів дослідження;

- забезпечення якісного розмежування пластів, герметичності колон, захищених від корозії;

- дотримання режимів роботи експлуатаційних і нагнітальних свердловин;

- проведення передбачуваних комплексів досліджень свердловин для контролю за розробкою родовища і станом свердловин;

- забезпеченя своєчасного проведення ремонтно-ізоляційних робіт.

Разом з газом на поверхню піднімається значна кількість мінералізованої пластової води, яка в подальшому відокремлюється і становить основну частку стічних вод.

Стічні води характеризуються високою мінералізацією, лужністю, наявністю механічних та органічних домішок. Тому їх надмірне нагромадження на промислах та скидання у природні водоймища загрожує значним порушенням екологічної рівноваги, викликає необхідність утилізації. Водночас розробка більшості родовищ вимагає підтримання пластового тиску, а саме як робочий агент для цього доцільно використовувати стічні води. При закачуванні їх зберігається проникність продуктивних колекторів, які вміщують глинисті частинки та алевроліти.

В зв`язку з великим об`ємом сильно мінералізованої води для запобігання забруднення поверхневого шару вода по системі трубопроводів подається в водоприймальні свердловини Штормового родовища.

В результаті проведення інтенсифікаційних робіт рідини, що залишились також утилізуються шляхом закачки їх в приймальну свердловину.

5. Техніко-економічне обгрунтування

5.1 Техніко-економічна ефективність освоєння родовища

Організація робіт при проведенні ГРП

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) – один з основних методів дії на привибійну зону.

Суть ГРП полягає у створенні нових або розширенні існуючих тріщин у пласті шляхом закачки рідини в свердловину під високим тиском і подальшому закріпленні їх розклинюючим високопроникним матеріалом (піском).

Підготовчі роботи і сам процес ГРП містить такі операції:

промивають свердловину;

спускають у свердловину високоміцні НКТ з пакером і якорем на нижньому кінці;

об’язку виконують за схемою (див.графічний матеріал);

проводиться опресовка всього обладнання, що працює під тиском на півторакратний очикуваємий тиск;

визначають приймальність свердловини закачуванням рідини;

закачують по НКТ у пласт рідину-розриву, рідину-пісконосій і протискуючу рідину (властиво гідророзрив);

демонтують обладнання;

пускають свердловину в роботу.

Кошторис проведення робіт. Згідно з планом на проведення гідророзриву пласта на родовищі Штормове складаємо наступний кошторис (табл. 5.2.1), за допомогою якого визначаємо вартість проведення процесу.

З досвіду проведення гідророзриву пласта на родовищах континентального шельфу Чорного і Азовського морів, які розробляються “Чорноморнафтогазом”, тривалість проведення процесу разом з підготовчими роботами складає 3 доби.

Тривалість використання вертольоту МІ-8 - 0.7 години. Послуги флоту не залежать від об’єму вантажу, що перевозиться - оплачується в цьому випадку рейс обслуговуючого судна і його рейд на час проведення робіт для своєчасної евакуації робітників при виникненні аварійної ситуації.

Таблиця 5.1 Вартість проведення робіт

Назва	Питома	Величина
витрат	вартість	витрати, грн.
Зарплата робітникам	0,77 тис.грн/доб	2 310
Вартість процесу ГРП	––	40 000
Енерговитрати	1800 грн/міс.	180
ВСЬОГО ( прямі витрати )	—	42 490
Накладні витрати	10.3%	3361,8
планові накопичення	15%	4895,8
послуги флоту	—	5400
використання МІ-8,	1077.5 грн/год	754.6
В С Ь О Г О, тис.грн	тис.грн	56,9

Розрахунок річної економічної ефективності

Розрахунок економічної ефективності процесу ГРП проводимо з умови збільшення дебіту свердловини. Знаходимо дебіт газу після проведення ГРП

де Q0 – дебіт до проведення ГРП;

j - коефіцієнт технологічної ефективності.

Тоді

Виходячи з цього визначимо дебіт свердловини після ГРП

QГРП = 1,74 . 20,17 = 35,0958 тис. м3/добу

Розрахуємо додатково видобутий об’єм газу:

де kп – коефіцієнт, що враховує падіння дебіту, kп = 0,5.

Визначимо економічну ефективність від проведення ГРП:

де Ц, СГ – відповідно ціна і собівартість газу, грн;

Z – вартість проведення ГРП, грн. (згідно кошториса).

Ціна газу і собівартість видобутку газу взяті за даними по ДАТ “Чорноморнафтогаз” на 15.03.2000 року і складають:

Ц = 81 $/тис.м3 - ціна газу;

Сг = 51 % від ціни газу, тобто Сг = 41,31 $/тис.м3

Таке велике значення собівартості видобутку газу (в десятки разів більше ніж на суші) пов`язане з тим, що в собівартість входять витрати підприемства на розвідку нових структур сейсмічними дослідженнями і розвідувальним бурінням, придбання нових СПБУ, облаштування родовищ в період дослідно-промислової експлуатації ( встановлення МСП або БК, будівництво підводних трубопроводів, регламентовані і поточні ремонти гідротехнічних споруд і свердловинного обладнання ), зарплата робітників тощо.

При курсі долара 1$ = 5,42 грн, ціна газу Ц = 439,02 грн/тис.м3, а собівартість Сг = 223,9 грн/тис.м3.

Тоді річний економічний ефект складае:

тис.грн.

З приведених вище розрахунків видно, що прибуток від реалізації додаткового видобутого об`єму газу перевищуе витрати на проведення процесу. Отримане значення економічного ефекту говорить про доцільність проведення інтенсифікації припливу газу шляхом гідророзриву пласта на пізній стадії розробки родовищ.

Висновки

В курсовому проекті розглянуто питання проектування технології експлуатації свердловин на родовищі Штормове.

З кожним роком іде поступове зменшення темпів відбору газу і конденсату. Це пов`язано з погіршеним станом привибійних зон свердловин, які забруднені як породою і конденсатом, так і фільтратом рідин, що застосовуються при проведенні підземних ремонтів; на вибоях свердловин спостерігаються скупчення пластової води і конденсату. Дуже часто трапляються прихоплення колони ліфтових труб піщаними пробками, тобто режим експлуатації свердловин обраний не завжди вірно, значення депресії на пласт перевищуе межу руйнування порід, а недостатньо велика швидкість підйому флюїду на поверхню сприяє осіданню піска на вибої.

Свердловини потребують проведення процесів інтенсифікації припливу (СКО, ГРП, водоізоляційні роботи, роботи по вилученню рідинних пробок) для збільшення коефіцієнту кінцевого газовилучення, так як розробка морських родовищ обмежена строком служби платформи, тому для умов Штормового родовища запроектовано гідророзрив пласта (ГРП).

При розрахунку річного економічного ефекту прораховані вартість процесу і прибуток від реалізації додатково видобутих об’ємів газу. Середня вартість процесу складає 40 тис.грн, що набагато перевищує вартість проведення цих робіт на суші, позаяк розташування родовища на морі накладає багато додаткових витрат: витрати на гелікоптер, витрати на флот для перевезення реагентів і інш. Як видно з розрахунків додаткового дебіту, річна економічна ефективність складає 545,97 тис.грн.

Видно, що прибуток від реалізації додаткового видобутого об`єму газу перевищуе витрати на проведення процесу ГРП. Отримане значення економічного ефекту говорить про доцільність проведення інтенсифікації припливу газу за допомогою процесу ГРП.

В роботі приведені розрахунки опорного блоку морської стаціонарної платформи при дії навантажень від вітру і хвилі. Розглянуті дві схеми збору, підготовки і транспортування газу і конденсату до Глібовськоко СПСГ і вибрана друга схема ( попередня підготовка проводиться на МСП, по