Анализ методов интенсификации газовых скважин

      Радиус  опасной зоны при работе с АДС  на устье скважины 50 м, но может быть уменьшен до 20 м после спуска АДС  в скважину на глубину более 50 м.

      Подача  тока на спираль накаливания осуществляется от сети напряжением 220 В. После воспламенения  АДС в скважине, геофизический кабель отсоединяют от источника тока и сматывают на лебедку подъемника.

      При невоспламенении АДС в скважине геофизический кабель отсоединяют от источника тока, АДС поднимают на поверхность. На устье скважины заменяют воспламенительный элемент и проводят повторный спуск АДС в скважину. Отказавший воспламенительный элемент уничтожают.

      В случае оставления и прихвата порохового заряда в скважине, его уничтожают повторным спуском одного воспламенительного элемента. 

      По  истечении гарантийного срока хранения АДС, находящиеся на хранении в складах  геофизических предприятий, подлежат уничтожению.

      АДС на поверхности уничтожают в открытых ямах путем сжигания. Глубина ямы должна обеспечивать укладывание АДС заподлицо с уровнем земли. Поджигают с помощью воспламенительного элемента подачей тока на спираль накаливания по электропроводам с расстояния не менее 20 м.

      Порох, используемый для изготовления АДС, не оказывает вредного влияния на организм человека, поэтому работающих обеспечивают спецодеждой и спецжирами на общих основаниях.

      При совмещении термогазохимического воздействия  с кислотными обработками или применением растворителей работающие должны быть проинструктированы о вредном влиянии применяемого реагента, выдана соответствующая спецодежда и предусмотрены меры по оказанию первой помощи пострадавшим.

      В случае воспламенения АДС на поверхности  работающие должны немедленно покинуть рабочее место и удалиться на расстояние не менее 50 м. Тушить  воспламенившийся АДС запрещается. Для ликвидации последствий вызвать соответствующую службу. 

      7.3. Гидравлический разрыв пласта.[2]

      При ГРП создаются очень высокие давления (до 70 МПа), при которых возможен разрыв трубопровода и насосных установок. Кроме того, в качестве жидкости разрыва часто применяют нефть - огнеопасное вещество. Для обеспечения нормального хода операций ГРП на скважине строго должны соблюдаться правила техники безопасности и осуществляться противопожарные мероприятия.

      ГРП проводят по специальному плану, утвержденному  главным инженером НГДУ. Руководителем  работ и ответственным лицом на скважине является инженерно-технический работник.

      Насосные  установки соединяются с устьевой арматурой жестко, при помощи труб высокого давления.

      На  нагнетательных линиях устанавливают  обратные клапаны, на насосах предохранительные  устройства и манометры. На устьевой арматуре устанавливается манометр.

      После окончания обвязки устья скважины с насосными установками все трубопроводы и оборудование устья опрессовывают на давление в 1,5 раза превышающее ожидаемое максимальное давление при ГРП. При этом обслуживающий персонал удаляется на безопасное расстояние. 

      Во  время запуска насосных установок  в работу, закачивания и продавливания  жидкостей в скважину нахождение людей на устье скважины и нагнетательных трубопроводов запрещается. У насосных установок находятся только те люди, которые непосредственно связаны с закачиванием. В процессе работы насосных установок ремонтировать их и производить докрепление соединения трубопроводов и устья запрещается.

      Прежде  чем отсоединить трубопроводы от устьевой арматуры, необходимо закрыть краны и снизить давление в трубопроводах до атмосферного. Остатки жидкости разрыва и нефти сливают из емкостей насосных установок и автоцистерн в специальные резервуары.

      При ГРП с применением кислот необходимо соблюдать дополнительные меры предосторожности при проведении кислотных обработок. 

            7.4. Техника безопасности при тепловых обработках скважин.[1] 

При обработке  горячей нефтью оборудование, например, печь для подогрева нефти располагают  не ближе 25 м от емкости для горячей нефти. Перед розжигом печи проверяют наличие нефти в змеевике. Электрооборудование, применяемое на установке для подогрева нефти, должно быть во взрывозащищенном исполнении. Выхлопная труба трактора, транспортирующего тележку для емкости с горячей нефтью, должна иметь искрогаситель, емкость с горячей нефтью устанавливают не ближе 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

      Тепловые  обработки скважины проводит специально подготовленная бригада. При закачивании пара предусматривается возможность управления запорными устройствами с безопасного расстояния. На паропроводе устанавливают обратный клапан. Для проведения глубинных замеров манометром, термометром устанавливают лубрикатор, имеющий боковой вентиль для стравливания давления. Оборудование устья тщательно закрепляют. В сальниковых устройствах применяют термостойкий материал. Для смазки резьбовых соединений используют термостойкую герметизирующую смазку. Устье скважины оборудуют устройством, компенсирующим удлинение колонны НКТ от температуры. Если для закачивания  пара применяют НКТ без пакера, то компенсатор устанавливают в скважине. При закачивании пара через НКТ с пакером, для предупреждения разрыва эксплуатационной колонны и обвязки устья задвижку на отводе затрубного пространства открывают.

      После монтажа всего наземного оборудования паропровод и устьевая арматура опрессовываются  на давление не ниже ожидаемого давления нагнетания пара.

      При использовании оборудования электроподогрева руководствуются общими правилами техники безопасности при эксплуатации электротехнических устройств в нефтяной промышленности.

      Автотрансформатор, станция управления заземляются. Перед  включением электрооборудования в  сеть измеряется сопротивление заземления. При обнаружении, неисправностей в  электрооборудовании сразу же отключают главный сетевой рубильник на распределительном щите. Неисправности устраняются только электромонтерами.

      После, окончания электротепловой обработки  отключают главный сетевой рубильник и снимают плавкие вставки на станции управления.

      Около зажимов кабельного ввода и рубильников  на станциях управления устанавливают изолирующие подставки. Электроприборы и рубильники снабжаются соответствующими надписями. Около трансформатора и смотанного кабеля вывешиваются плакаты "Высокое напряжение".                                                 

      Перед спуско-подъемными операциями электронагревателя устанавливаются упоры под колеса подъемника и автомобиль ставят на тормоз. Опасность возникновения пожара на скважине, где проводится тепловая обработка, зависит от наличия на территории скважины разлитой нефти, загазованности, трубопроводов, агрегатов, электрооборудования, работающих под высоким давлением и температурой.

      Одним из основных требований противопожарной  безопасности является поддержание территории скважины в чистоте, строгое соблюдение правил эксплуатации, находящихся на ней оборудования и техники. Курить, на территории скважины запрещается. На скважине должен быть комплект средств пожаротушения: ящики с сухим песком, лопаты, огнетушители и т.д. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Программа для практического расчета процесса гидроразрыва пласта. 

Текст программы.

var Pgv,rop,g,Lc,Pgg,mu,bp,Cp,rogp,rogps,,mgp,mgps,Re,dvn,Ptrs,lam,Q,Pu,Pzabr,

Ptr,N,Vp,Vg,Qp,t,h,E,I,Qpr,k,ah,delP,Rk,Rc,Kts:real;

begin clrscr; 

Writeln(‘Введите через запятую :  rop-плотность горных пород, g- ускорение свободного падения, Lc- глубина скважины,  mu- Коэффицент Пуассона,  mgps- вязкость ж. исп. В качестве песконосителя, rogps- плотность ж. песконосителя,  Cp-- концентрация песка в 1 м³ жидкости кг/м³  Сп = 250 - 300 кг/м³ , dvn- Внутренний диаметр НКТ , Lam-гидравлическое сопротивление, Kts- коэффициент технического состояния агрегата

( К тс = 0,5 - 0,8 ),  Е- модуль упругости  пород ( Е= (1 - 2) 10⁴ Мпа, k-пористость, delP-перепад давления, Pzabr- забойное давление разрыва,

Rk –радиус контура питания, Rc- радиус скважины, Ah- толщина пласта  ’); 

Readln(rop, g, Lc,  mu,  mgps, rogps,  Cp , dvn, Lam, Kts,  Е, k, delP, Pzabr,

Rk, Rc, Ah ); 

Pgv:=rop*g*Lc*0.000001;

Pgg:=Pgv*mu/(1-mu);

bp:=(Cp/rop)/(Cp/rop+1);

rogp:=rogps*(1-bp)+rop*bp;

mgp:=mgps*exp(3.18*bp);

Re:=4*Q*rogp/(3.14*dvn*mgp);

Ptrs:=(8*lam*Q*Q*Lc*rogp)/(sqr(pi)*dvn*dvn*dvn*dvn*dvn);

Ptr:=1.52*Ptrs;

Pu:=Pzabr-rogp*g*Lc+Ptr;

N:=(Pu*Q)/(Pp*Qp*Kts)+1;

Vp:=0.785*dvn*dvn*Lc;

Vg:=Qp/Cp;

t:=(Vg+Vp)/Qp;

h:=4*(1-mu*mu)/(Pzabr-Pgg)/E;

I:=Vg*E/5.6*sqr(1-mu)*h*(Pzabr-Pgg);

Qpr:=(2*pi*k*ah*delP)/(mu*lg(Rk/Rc)); 

writeln('Pgv=',pgv);

writeln('Pgg=',pgg);

writeln('bp=',bp);

writeln('rogp=',rogp);

writeln('mgp=',mgp);

writeln('Re=',re);

writeln('Ptrs=',ptrs);

writeln('Ptr=',ptr);

writeln('Pu=',pu);

writeln('N=',n);

writeln('Vp=',Vp);

writeln('Vg=',Vg);

writeln('t=',t);

writeln('h=',h);

writeln('I=',i);

writeln('Qpr=',qpr);

readln;

end. 
 

  

       
 

  Результаты  работы программы. 

Вводимые  данные:

rop=2600,  g=9.81,  Lc=2639,  mu=0.3, Cp=275,  rogps=945,  mgps,=0.285,

dvn=0.0765,  lam=0.03,  Q=0.02,  Pzabr=40.27,  Kts=0.5,  Qp=0.0146,

E=10000,  k=0.00000017,  ah=22.5,  delP=1500000,  Rk=500,  Rc=0.05, 

Вывод результатов: 

Pgv=67.2                    МПа (Вертикальная составл. горного давления)

Pgg=28.8                    МПа (Горизонтальная составл. горного давления)

bp=0.01                                (Объемная концентрация песка)                 

rogp=960.5                 кг/м3 (Плотность жидкости песконосителя)

mgp=0.024                 Па*с (Вязкость жидкости с песком)

Re=12806                             (Число рейнольдса)

Ptrs=9.43                     МПа (Потери на трение)

Ptr=14.3  МПа (учитывая что Re=12806 потери возрастают в 1.52)

Pu=30  МПа (Давление на устье)

N=4                              шт   (Количество насосов)

Vp=12.12  м3    (Объем продавочной жидкости)

Vg=36.36  м3    (Объем жидкости для гидроразрыва)

 t=56                            мин   (Время работы одного агрегата)

h= 0.017  м       (Раскрытость трещин)       

I=22.8                          м       (Длина трещин)

Qpr=26.69                   м3     (Предварительный максимальный дебит скважины                              после гидроразрыва) 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

8. Практический расчет  процесса гидроразрыва.

   Рассчитаем  основные параметры гидроразрыва пласта в добывающей скважине 203 куста101 пласта АС12, Приобского месторождения.