Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении
Геологическая характеристика Повховского месторождения. Продуктивные пласты, свойства пластовых жидкостей и газов. Оборудование, применяемое при проведении гидравлическом разрыве пласта. Материалы, выбор скважины, описание технологии и расчет параметров.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 20.06.2013 |
| Размер файла | 1,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Таблица 7 - Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по пласту БВ8-10
|
Показатели |
Годы |
|||||||
|
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
||
|
Добывающие скважины |
1029 |
1131 |
1245 |
1303 |
1321 |
1343 |
1303 |
|
|
Нагнетательные скважиы |
256 |
350 |
403 |
438 |
495 |
525 |
534 |
|
|
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин |
4,0/1 |
3,2/1 |
3,1/1 |
3,0/1 |
2,7/1 |
2,6/1 |
2,4/1 |
Из 1303 скважин, участвующих в добыче: 1 (0,1%) фонтанная, 906 (69,5%) оборудованы ЭЦН и 396 (30,4 %) - ШГН. Доля скважин объекта БВ8, не участвующих в процессе разработки, составляет 38,3% (1146 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин (2990 скважин). При этом на бездействующие скважины приходится 16,4% (490 скважин), в консервации - 13,8% (413 скважин), переведенные в контрольные и пьезометрические - 2,8% (85 скважин), ликвидированные - 5,3 % (158 скважин). По состоянию на 1.01.2011 г. в действующем добывающем фонде числится 1303 скважины. По обводненности добываемой продукции действующий фонд добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 1. Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам, вскрывшим коллектора, характеризующиеся низкой продуктивностью. Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 629 скважин нагнетательного фонда 270 скважин - очаговые, остальные - по первоначальному проекту. По пластам БВ8-10 и объекту ЮВ1 - 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ8-10 - 1: 3; ЮВ1 - 1: 2. Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ8-10 и ЮВ1.
Рисунок 1 - Распределение действующего фонда добывающих скважин по обводненности добываемой продукции.
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ8-10 составила в 2008 г. 117%, в 2009 г. 110%, за 2010 г. 105,4%. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа). Горизонт БВ8 содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97% текущих и 99% накопленной добычи). Разработка ведется с 1978 г. и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 г. и составил 11,4 млн. т (7,5%) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 г. С 1988 г. добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 г. (43% от максимального уровня добычи). В 1995 - 1996 г. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия. На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983 г. основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3 - 3,5 раза. До 1987 г., в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта. Запасы нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы - 46%.13% от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин - 56%. На 01.01.2011 г. с начала разработки по горизонту БВ8 добыто149,646 млн. т нефти, жидкости - 206,706 млн. т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин - 56,4%. Накопленный водонефтяной фактор - 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти - 0,3. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 2,07%. Степень выработки извлекаемых запасов - 62%. В настоящее время из 1352 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.2011 г.) 912 скважин (67%) работают с дебитом нефти до 13 т/сут. И лишь у 54 скважин (4%) превышает 50 т/сут. Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продукции. Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986 г. и составлял 5,9 млн. т (52% от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996 г. - 866 тыс. т (15% от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70% составляет уже 1/4 от максимального дебита, 130 скважин находятся в бездействии из-за высокой обводненности продукции. Для скважин горизонта БВ8, дренирующих низкопроницаемый коллектор, характерен высокий процент необводненного и малообводненного фонда. Так, 687 скважин (67%) действующего фонда работают с обводненностью продукции, не превышающей 20%. Это скважины, вскрывшие перфорацией, в основном, прерывистую нижележащую по разрезу и краевую часть пласта. Большинство этих скважин имеют слабую связь с областью нагнетания, о чем говорит малый темп обводненности продукции, большой процент простаивающих скважин, работа скважин в периодическом режиме. В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной. С 1993 г. добыча нефти по этой группе скважин начинает увеличиваться, стабилизируется дебит нефти скважин, в основном, за счет проведения ГРП (335 ГРП проведено по этой группе скважин). Доля в текущей добыче нефти по этой группе в настоящее время выросла с 27% в 1996 г. до 58% в 2001 г. Горизонт БВ8 характеризуется высокой зональной и послойной неоднородностью. Это приводит к неравномерному отбору нефти по скважинам и участкам. Так 17% скважин добывающего фонда дали 68% добычи нефти горизонта. При формировании адресной геолого-математической модели пласта выделено восемь интервалов, различающихся степенью зональной неоднородности, проницаемостью, расчлененностью. Запасы нефти, сосредоточенные в этих зональных интервалах, имеют различные темпы и степень выработки, обводненности добываемой продукции. Лучшими по фильтрационно-емкостным свойствам являются второй и пятый зональный интервалы. Второй зональный интервал имеет самые высокие значения проницаемости. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения: по второму интервалу - 0,409, пятому - 0,251 при достигнутой обводненности 61% и 26% соответственно. Выработка запасов седьмого зонального интервала осложнена зональной неоднородностью по проницаемости. При достигнутой обводненности продукции 46% текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0, 202. Запасы нефти всех остальных зональных интервалов находятся в сильно прерывистых, низкопродуктивных коллекторах. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения изменяются от 0,151 (восьмой зональный интервал) до 0, 190 (третий зональный интервал). Обводненность продукции 24 - 37 %.
3.3 Контроль за разработкой Повховского месторождения
Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляются в целях:
а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных и технологических мероприятий по её осуществлению;
б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:
а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;
б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;
в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;
г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;
д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;
е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтов и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;
ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;
з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин.
и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.
Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров характеризующих процесс разработки залежи работу отдельных скважин. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ: - замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;
замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;
замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам;
гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на станционарных и нестанционарных режимах;
исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;
отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных пород продукции скважин (нефти, газа, воды);
специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку.
Периодичность исследований и измерений по контролю за разработкой должна удовлетворят рекомендации технологического проекта на разработку данного месторождения.
Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального замера жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не разрешается.
Обязательные комплексы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений разрабатываются научно-исследовательскими организациями (авторами проектных документов) и утверждаются производственным объединением. Исследования по контролю разработки осуществляются нефтегазодобывающими управлениями, геофизическими службами и научно-исследовательскими институтами. Материалы по контролю процесса разработки залежи (эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геологической службой нефтегазодобывающих предприятий и включаются в виде специального раздела в годовой геологический отчет. Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений (залежей) подлежат обязательному хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями. В таблице 8 перечислена всего 1/3 часть геофизических исследований по месторождению. Согласно технологической схеме разработки Повховского месторождения весь комплекс геофизических исследований выполняется.
Таблица 8 - Контроль за разработкой Повховского месторождения
|
№ п/п |
Виды исследований |
Кол-во скважин |
Кол-во Замеров |
|
|
1 |
Определение харак-к пласта В том числе профиль |
151 148 |
162 159 |
|
|
2 |
Определение тех. состояния Э. К И источ. обводн. |
212 184 |
214 185 |
|
|
3 |
Определение тех. состояния Э. К Нагнет. скваж. |
452 425 |
549 507 |
|
|
4 |
Отбивка забоя |
260 |
359 |
|
|
5 |
Перфорация |
236 |
243 |
|
|
6 |
Исследования гироскопическим Инклинометром |
243 |
243 |
|
|
7 |
Замер Рпл. С скважинах |
511 |
626 |
|
|
8 |
Замер дебита |
Все раб. скв. |
4раза вмес. |
|
|
9 |
Отбор проб жидкости |
Все раб. скв. |
4раза вмес. |
4. Общие сведения об использовании ГРП
4.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике
Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе Ж. Кларка в 1948 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более 100000 ГРП. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90 %. К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин методом ГРП был отмечен в 1955 г. - примерно 4500 ГРП/мес, к 1972 г. число операций уменьшилось до 1000 ГРП/мес, и к 1990 г. уже стабилизировалось на уровне 1500 операций/мес. Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины, отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух - и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения. Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - проппанты - можно разделить на два вида - кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность. В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 гг. превышало 1500 операций в год, а в 1959 г. достигло 3000 операций, которые имели высокие технико-экономические показатели. К этому же времени относятся теоретические и промыслово-экспериментальные исследования по изучению механизма гидроразрыва и его влияния на дебит скважин. В последующий период число проводимых ГРП снизилось и стабилизировалось на уровне примерно 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Краснодарского края, Волго-Уральского региона, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской области, Чечене-Ингушетии, Туркмении, Азербайджана, Дагестана, Украины и Сибири. Гидроразрыв производился в основном для освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения и в некоторых случаях на нефтяных скважинах. Кроме того, метод гидравлического разрыва использовался для изоляции притоков подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами; при этом горизонтальная трещина гидроразрыва, созданная в заранее выбранном интервале, использовалась в качестве водоизолирующего экрана. Массированный гидроразрыв в СССР не проводился. С оснащением промыслов более мощной техникой для закачки воды необходимость в широком проведении ГРП в нагнетательных скважинах отпала, а после ввода в разработку крупных высокодебитных месторождений Западной Сибири интерес к гидроразрыву в отрасли практически исчез. В результате с начала 70-х по конец 80-х годов в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся. Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х годов в связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа. До недавнего времени в качестве проппанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв" а в большинстве случаев закачивалось 20.50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных проппантов. До конца 80-х годов при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское. Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000.4000 м), Ставропольского (2000.3000 м) и Краснодарского (3000.4000 м) краев. Саратовской (2000 м). Оренбургской (3000.4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000.5000 м)) областей. На месторождениях ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" в течение 1994-1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. - еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1,6 млн. т, средний прирост дебита - 7,7 т/сут на скважину.
4.2 Оборудование, применяемое при ГРП на Повховском месторождении
На Повховском месторождении ТПП "Когалымнефтегаз" гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско-Германским предприятием "Катконефть”. Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси "Мерседес - Бенц” и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от - 30 до +500С. Комплекс спецтехники СП "КАТКонефть" для производства ГРП состоит из стандартных единиц:
Пескосмесительная установка - Блендер МС-60
Насосный агрегат - FS-2251
Блок манифольда - IS-200
Песковоз
Станция контроля - EC-22ACD
Емкости
Блендер - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов. Силовой двигатель - ходовой дизель Мерседес-Бенц мощностью 380 л. с. с гидравлической системой передачи мощности. Максимальная подача смеси - 8 м/мин при давлении 4 атм. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкостей разрыва. Турбинные расходомеры по жидкости и смеси. Радиоактивный плотномер смеси. Две системы подачи жидких химикатов и две системы подачи сухих химикатов - управление бортовым компьютером или оператором. Два шнека проппанта с общей подачей до 8 тн/мин - управление бортовым компьютером или оператором. Контролируемые параметры - расход на приеме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приеме и выкиде, параметры силовой установки. Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении. Трехплунжерный пятидюймовый насос SPM приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISION двигателем DETROIT DIESEL. Силовая установка - двухтактный дизель 16V149TIB номинальная мощность 2250 л. с. при 2050 об/мин. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси. Насос SPM модель TWS 2000 - трехплунжерный, пятидюймовый, одностороннего действия, гидравлическая мощность 2000 л. с., принудительная смазка плунжеров. Максимальное рабочее давление 800 атм. При подаче 0,77 м3/мин. Максимальное давление - 1050 атм. Максимальная подача 2.5 м3/мин. Полное дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления. Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск двигателя. Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления и подаче общего потока от насоса в скважину по системе высокого давления. Конструктивно манифольд выполнен на отдельной платформе-скиде, перевозимой на специальном грузовике. Система низкого давления - диаметр 4 дюйма. Система высокого давления - диаметр 3 дюйма, давление 1050 атм. Одновременное подключение до 6 насосов. Линии низкого давления оборудованы 4-дюймовыми задвижками типа "Батерфляй". Для соединения с Блендером и насосными агрегатами используются резинометаллические шланги сБРС'4". Линии высокого давления оборудованы 3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления. Для соединения со скважиной имеется набор 3 " труб с БРС (длина от 1м до 4м) и вертлюги. Максимальная длина линии - до 60 метров. Песковоз предназначен для перевозки проппанта и контролируемой подаче его на блендер и представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом. Подача проппанта производится через гидравлически управляемую заслонку. Крыша песковоза оборудована площадкой с перилами и тремя загрузочными люками для проппанта. Максимальная полезная нагрузка - до 30 т. Короткая колесная база обеспечивает повышенную маневренность. Станция контроля - это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Станция выполнена в виде комфортабельного фургона на шасси автомобиля Мерседес-Бенц повышенной проходимости. Оборудована системами отопления и кондиционирования для поддержания нормального температурного режима при любых погодных условиях, дизельным генератором для автономного электроснабжения. Для управления насосными агрегатами в станции установлены шесть управляющих панелей, которые позволяют одному оператору управлять всеми насосами. Имеется возможность одновременной остановки всех насосов в аварийных случаях. Для оперативной связи в процессе работ имеется комплект радиосвязи близкого радиуса действия. Для контроля процесса ГРП и сбора данных станция оснащена компьютерной системой преобразования сигналов и двумя персональными компьютерами. Контролируемые параметры:
давление в НКТ;
давление в затрубье;
расход смеси;
расход проппанта;
плотность смеси;
расход хим. реагентов;
Емкости технологических жидкостей предназначены для приготовления гелей на водной и углеводородной основе. Емкости цилиндрические, горизонтальные, объемом от 45 м3 до 75 м3 смонтированные на трехосных колесных прицепах. Данное конструктивное решение позволяет в минимальные сроки производить передислокацию емкостей и их установку на скважине. Пенополиуретановое покрытие емкостей и электроподогрев задвижек позволяет круглогодичное производство ГРП на водном геле. Выходная гребенка с задвижками Ду=100мм обеспечивает забор жидкости из емкости с темпом 5 м3/мин. Во время приготовления геля, за счет продуманной системы циркуляции происходит тщательное перемешивание жидкости по всему объему емкости. Для удобства обслуживания емкости оборудованы поплавками уровнемерами, площадками и лесницами. При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности "K”,”E”,”Л”,”M”,”P”, по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ. Для разобщения фильтровой зоны скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре. Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Они должны иметь проход, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудование для проведения необходимых технологических операций при освоении и эксплуатации. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб созданы двухпроходные пакера. В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования:
пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях и называемый "рабочим давлением”;
пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.
В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов:
ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;
ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;
ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.
Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь).
Якори - это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якори. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе
с колонной труб. Для проведения ГРП в СП "Катконефть” применяют пакер фирмы SITE модель"Omega Matic”, спускаемый в скважину на НКТ 3”.
4.3 Материалы, применяемые при ГРП
Технические жидкости:
Рабочие жидкости для ГРП представляют собой эмульсии и жидкости на углеводородной или водной основах. Наиболее часто в процессе ГРП на промыслах применяют следующие рабочие жидкости. На углеводородной основе - дегазированная нефть, амбарная нефть, загущенная нефть, мазут или его смеси с нефтями, керосин или дизельное топливо, загущенное специальными реагентами. На водной основе - сульфит-спиртовая барда, вода, растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами, загущенные растворы соляной кислоты. Эмульсии - гидрофобная водо-нефтяная, гидорфильная водо-нефтяная, нефтекислотные и керосинокислотные. Жидкость-песконоситель должна обладать свойством удерживать закрепляющий трещину агент во взвешенном состоянии и хорошо проникать в пласт. Используют для этих целей вязкие жидкости - нефть, эмульсию, сульфит - спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе - песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование сильных пробок
Расклинивающие материалы:
Песок для ГРП. К песку для ГРП предъявляются следующие требования: механическая прочность (достаточная, чтобы не разрушиться под весом вышележащих пород); отсутствие широкого разброса по фракционному составу.
Плотность укладки песка в созданной трещине определяется зазором трещины, фильтруемостью жидкости-песконосителя и концентрацией песка в этой жидкости. Для ГРП чаще всего применяют отсортированный кварцевый песок (проппант) фракции 0,5-0,8 мм. Кроме того, применяются и более прочные материалы: стеклянные и пластмассовые шарики, корунд и агломерированный боксит. Наполнитель - агент, заполняющий трещину и препятствующий, таким образом, ее смыканию. Он должен обладать соответствующей механической прочностью и доступностью. В России для этих целей используют кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,2 мм и плотностью 2650 кг/м3. В мировой практике применяют скорлупу грецкого ореха, стеклянные шарики или пластмассовые материалы. Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ. В процессе гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении применяется искусственный песок - проппант, имеющий два типоразмера: более крупный - 16/20 и более мелкий - 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания, диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм. Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено.
5. Специальная часть
5.1 Выбор скважины для ГРП
Подбор кандидатов является, вероятно, наиболее критичным этапом всего проекта ГРП. Успех ГРП в очень большой степени зависит от подбора скважины. Например, эффект от ГРП истощенного коллектора может оказаться весьма краткосрочным и неутешительным. Наоборот, такой ГРП на скважине с сильно поврежденной призабойной зоной, в коллекторе с большими запасами может привести к значительному и устойчивому приросту добычи.
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 мкм2), 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 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 цементировку для исправления 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.
5.2 Описание технологии ГРП
1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.
2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.
3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.
4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.
5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.
6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.
7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течении 10 мин.
8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.
9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м3 чистой загеленной жидкости разрыва.
10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 900 кг/м3 до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т проппанта.
11) Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.
12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м3/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.
13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.
14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП. /4/.
Гидравлический разрыв пласта - в скважине, выбранной для ГРП, определяется дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции и газовый фактор. Осуществляются мероприятия по очистке забоя и ПЗП. Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для ГРП. Для этих целей применяется кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Такие мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Проверяется герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливается на 5-10м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит, алевролит). Ниже пакера устанавливаются НКТ (хвостовик). Длину хвостовика выбирают максимальной возможной для того, чтобы песок двигался к трещине и не выпадал в зумпф скважины. Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в нагнетательных скважинах. После посадки пакера, опрессовку его производят путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то его заменяют или изменяют место посадки. Оборудование, необходимое для ГРП, расставляется персоналом бригады ГРП на площадке перед скважиной согласно технологической схемы, производится обвязка оборудования трубопроводами (для низкого давления мягкими рукавами, для высокого давления - стальными трубами) между собой, емкостями и скважиной. После закрепления всех трубопроводов производится их опрессовка на давление ожидаемое рабочее плюс коэффициент запаса, зависящий от величины ожидаемого рабочего (например, при ожидаемом рабочем давлении более 650 атм, коэффициент запаса будет равен 1,25). Производится приготовление рабочей жидкости разрыва путем перемешивания технологической жидкости, находящейся в емкостях, с химическими реагентами, повышающими вязкость. Продолжительность подготовки жидкости разрыва зависит от ее объема, качества и температуры. Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины
Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле:
Рз=Рг+Бр, (2.1.)
где: Бр - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа;
Рг - величина горного давления, определяется по формуле:
Рг=Н*р*10 (ехр-5), (2.2)
где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м;
р - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м3.
Давление ГРП на устье скважины Ру определяется по формуле:
Ру=Рг+Бр+Ртр - Рпл, (2.3)
где: Ртр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;
Рпл - пластовое давление, МПа.
После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.
5.3 Расчет параметров гидравлического разрыва пласта
Расчёт параметров закачки производится инженерной службой организации, которая производит гидроразрыв, после получения исходных параметров по скважине от геологической службы НГДУ. Целью расчета является определение количества материалов, необходимых для проведения процесса (рабочих жидкостей, песка, химреагентов), давление на устье скважины при выбранных темпах закачки жидкости в пласт и потребной гидравлической мощности оборудования (число агрегатов, буллитов), а также концентрации песка в жидкости носителе.
Исходные данные для расчета ГРП на скважине 7082 куст 32а.
|
Искусственный забой, м |
2369 |
|
|
Интервал перфорации (верх/низ) |
2346-2361 |
|
|
Глубина посадки пакера, м |
2313 |
|
|
Пластовое давление, кПа |
22100 |
|
|
Пластовая температура, С |
73 |
|
|
Проницаемость, мД |
4 |
|
|
Пористость, % |
21 |
|
|
Градиент разрыва принят кПа/м, (Р) |
13,6 |
|
|
Предел прочности песчаника на разрыв Мпа, п |
9 |
|
|
Горное (геостатическое) давление, Мпа |
37 |
|
|
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны d, мм |
130,6 |
|
|
Наружный диаметр НКТ dн, мм |
88,9 |
|
|
Внутренний диаметр НКТ d вн, мм |
76 |
|
|
Вместимость НКТ 88,9 мм, м3/м |
0,00454 |
|
|
Объем затрубного пространства, м3/м |
5,79/100 |
|
|
Плотность жидкости, кг/м3 |
1000 |
|
|
Плотность горных пород под продуктивным горизонтом, кг/м3 |
2600 |
|
|
Вертикальная глубина, м |
2230 |
|
|
Средний удельный вес пород по разрезу, () н/м3 |
0,023 |
Находим вертикальную составляющую горного давления
Ргв=пqLE; (5.1)
где п - плотность горных пород под продуктивным пластом, Е - модуль упругости пород (1 - 2) 10-4
Ргв=26009,81238010-6=60,7 Мпа.
Находим горизонтальную составляющую горного давления
Ргг=Ргв (/1-); (5.2)
где =0,3
Ргг=60,7 (0,3/1-0,3) =26 Мпа
В данном случае в условиях пласта образуются вертикальные трещины.
Рассчитываем рабочее забойное давление при ГРП
РГРП. З= (пНр) (5.3)
где
- коэффициент, учитывающий необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва (=1,2 - 1,4)
РГРП. З= (0,023х2230х9) х1,4=64,6 МПа
Расчет устьевого расчетного давления ГРП
РГРП. У=РГРП. З-Рст+Ртр; (5.4)
где
Рст - статическое давление столба жидкости в скважине, Р ч ст=0,0101 Мпа/м, Рст=Р ч стН, Рст=0,0101х2230=22,5 Мпа, Ртр - потери давления на трение при ГРП
(5.5)
где - коэффициент гидравлического сопротивления;
(5.6)
(5.7)
где. А - коэффициент учитывающий увеличение сопротивления вызываемого ранней турбулизацией потока вследствие наличия песка.
А=1,46
Находим число Рейнольдса
Re=4Gж/dж; (5.8)
где
ж=0,285 сП - эффективна вязкость жидкости песконосителя, ж - плотность жидкости песконосителя, ж= (1-п0) + аопо; (5.9)
о - плотность основы - 1 г/см2; а - плотность расклинивающего агента, а=2,7 г/см2; по - объем его содержания в жидкости.
(5.10)
где С - массовая концентрация пропанта, С=900 кг/м3.
находим
ж=1 (1-0,26) +2,7х0,25=1,42 г/см3.
Число Re при G=4 м3/мин.
Re=4х4х1,42/3,14х0,076х0,285=378>200;
...Подобные документы
Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008Общие сведения о Приобском месторождении, его геологическая характеристика. Продуктивные пласты в составе мегакомплекса неокомских отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Причины загрязнения призабойной зоны пласта. Виды кислотных обработок.
курсовая работа [132,0 K], добавлен 06.10.2014Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014Характеристика предприятия и месторождения. Тектоническая карта района работ, нефтегазоводоностность. Проводимость скважины. Расклинивающий агент и назначение пропанта. Свойства жидкости гидравлического разрыва пласта, схема расстановки оборудования.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 16.05.2012Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010История разработки и освоения Приобского месторождения. Геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов. Анализ эффективности работы скважин. Воздействие на нефтеносные пласты проведения гидравлического разрыва - основного метода интенсификации.
курсовая работа [387,0 K], добавлен 18.05.2012Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
отчет по практике [137,2 K], добавлен 06.11.2012Геолого-промысловая характеристика Урьевского месторождения. Методы повышения нефтеотдачи пласта. Основные узлы цементировочного агрегата. Технология проведения закачки гелеобразующего состава через нагнетательные скважины. Расчет затрат на проект.
дипломная работа [2,5 M], добавлен 20.03.2013Геолого-физическая характеристика Майского нефтяного месторождения Томской области. Анализ основных методов интенсификации работы скважин. Гидравлический разрыв пласта: технология проведения, необходимое оборудование, анализ эффективности метода.
дипломная работа [3,2 M], добавлен 10.06.2015Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.
курсовая работа [943,0 K], добавлен 25.01.2014Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин объекта. Оценка правильности подбора оборудования в скважине Красноярского месторождения.
курсовая работа [213,9 K], добавлен 19.11.2012Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения, слагающих пород и продуктивного пласта. Методы интенсификации притока нефти к добывающей скважине. Операции по гидроразрыву пласта, их основные этапы и предъявляемые требования.
дипломная работа [3,6 M], добавлен 24.09.2014Геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Применение соляно-кислотных обработок (СКО) призабойной зоны пласта. Безопасность и охрана окружающей среды при проведении СКО. Регрессионный анализ параметров соляно-кислотного воздействия.
отчет по практике [52,3 K], добавлен 03.01.2013Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012
