Гидроразрыв пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. История развития предприятия

Открытое акционерное общество (ОАО) «Кондпетролеум» образовано 16 февраля 1993 года с уставным капиталом 5050932000 руб. на основе реорганизованного производственного объединения «Красноленинскнефтегаз».

Основные направления деятельности общества:

* добыча нефти и попутного газа;

* транспортировка, переработка и реализация углеводородного сырья и продуктов его переработки;

* разведка и разработка нефти, газа и газоконденсатных месторождений;

* другие виды деятельности.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 5 мая 1994 года №452 АО «Кондпетролеум» вошло в состав Сибирско-Дальневосточной нефтяной компании (АО «Сиданко»). Согласно Уставу АО «Кондпетролеум» является дочерним обществом нефтяной компании «Сиданко».

По состоянию на 1.01.97 г. акциями ОАО «Кондпетролеум» владеют 15329 акционеров, в том числе 80 юридических лиц. Кроме АО «Сиданко», которому принадлежит 38% уставного капитала предприятия, пакетами акций более 5% владеют ещё 3 акционера: АОЗТ «КСФЕРСТ БОСТОН», ООО «КМ Инвест». На долю последних приходится 42% уставного капитала ОАО «Кондпетролеум».

ОАО «Кондпетролеум» обладает правами пользования следующими участками недр:

Наименование нефтяного месторождения	Объем запасов по категории АВС1
	Млн. т.	Млн. бар.
Талинская площадь	432,1	3190,4
Ем - Еговская площадь	261,0	1892,1
Каменная площадь	230,1	1667,4
ВСЕГО	923,2	6749,9

Данные права предоставлены ОАО «Кондпетролеум» на основании следующих лицензий и разработка этих месторождений ведется на основании следующих проектных документов:

№ Лицезии	Наименование месторождения	Наименование проектных документов (протоколов ЦКР)
ХМН №00028	Талинская площадь	№1462 от 28. 02. 1992
ХМН №00030	Ем-Еговская площадь	№1421 от 29.03. 1991
ХМН №00027	Каменная площадь	№1421 от 29. 03. 1991

2. Геологический раздел

2.1 Месторасположение и климатические условия

Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименному своду, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером 165x115 км.

Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей: Талинскую, Ем-Еговскую, Пальяновскую, Каменную, Ай-Торскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново-Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свит.

ОАО «Кондпетролеум» осуществляет свою деятельность в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в пределах Красноленинского свода на лицензированной площади 12000 кв. км.

В разработке находятся 3 нефтяные площади: Талинская, Ем-Еговская+Пальяновская и Каменная. За 15 лет на месторождении пробурено 6166 скважин, добыто 94,2 млн. тонн нефти. Максимальный уровень добычи нефти - 13,5 млн. тонн был достигнут в 1989 году. Максимальный объем эксплуатационного бурения был достигнут также в 1989 году - более 2.1 млн. п.м. горных пород.

Поверхность рельефа Красноленинского месторождения нефти представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м, на большей части площади 150-160 м. На Ем-Еговской площади - в пределах 27-155 м, на большей части площади 30-45 м.

Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками р. Хугот, Ем-Ега, Ендырь. Из них лишь Ендырь в период максимального подъема реки (июнь-начало июля) может быть судоходна для неглубокое и дящих плавсредств на 40-50 км от устья. В устье р. Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно также в период паводков в июне-июле. Большие по протяженности болота в районе работ являются препятствием для транспорта. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Исходным материалом для них служат средние и легкие суглинки и пылеватые лессовидные супеси озерно-аллювиального и субаэрального происхождения. Районы работ принадлежат к лесной зоне, и растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.

Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура - 1.8 «С. Средняя температура самого холодного месяца - января составляет -25 °С (с минимумом до -52 °С). Среднегодовое количество осадков 450-500 мм.

2.2 Стратиграфия и литология

В геологическом строении Ем-Еговской и Пальяновской площади участвуют различные комплексы пород от докембрийских до современных включительно. Докембрийские образования, слагающие нижний структурный этаж биотитовыми, хлористо-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми сланцами и амфиболитами.

Палеозойские образования (второй структурный этаж) представлены менее метаморфизированные или неметаморфизированные породами: сланцы, кварцитовые песчаники, туфопесчаники, базальты.

Юрская система представлена тремя отделами. Отложения нижней и частично средней юры представлены континентальными, средней - переходными от континентальных к морским, а верхней пребрежно-морскими и морскими осадками.

Нижние и среднеюрские отложения объединяются в тюменскую свиту. Мощность свиты колеблется от 30 до 260 м. Литологически представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с линзами углей, углистых аргиллитов.

Верхнеюрские отложения включают абалакскую и баженовскую свиту. Абалакская свита литологически представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Толщина свиты 0-37 м. Баженовская свита представлена битуминозными аргиллитами.

Меловая система включает фроловскую, кошайскую, викуловскую, ханты-мансийскую, уватскую, кузнецовскую, березовскую, ганькинскую свиты.

Фроловская свита имеет толщину 527-625 м. Отложения свиты представлены морскими аргиллитами с прослоями известняков, сидеритов, алевролитов.

КошаЙская свита, представлена глинами, алевролитами с прослоями известняков. Толщина свиты 50-65 м.

Викуловская свита литологически сложена глинисто-алевритовыми породами, с переходом в верхней части к преимущественно алеврито-песчаному составу. Толщина свиты 120-130 м.

Ханты-мансийская свита, сложена глинами, аргиллитами с прослоями известняков. Общая толщина 240-260 м.

Уватская свита (сеноман) слагается песками, песчаниками, алевролитами, глинами. Толщина свиты 225-250 м.

Кузнецовская свита, представлена темно-серыми глинами, с прослоями алевролитов, песчаников. Толщина 35-50 м.

Березовская свита, сложена в основном глинами и аргиллитами. Толщина 180-240 м.

Ганькинская свита имеет толщину 50-75 м и представлена известниковистыми глинами, с прослоями алевролитов и мергелей.

Палеогеновая система включает талицкую, люминворскую, тавдинскую, атлымскую, новомихайловскую, журавскую свиты. Общая толщина палеогеновых отложений составляет 700 м. Литологически система представлена преимущественно глинами, с прослоями песков, диатомитов, опок, алевритов, бурых углей. Четвертичная система представлена супесями, песками, алевритами, с прослоями глин. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников.

2.3 Тектоника

Ем-Еговское поднятие, расположенное в центральной части Ем-Еговской площади по изогипсе -2280 м, имеет размеры 35*20 км и амплитуду 120 м. Поднятие вытянуто в северо-западном направлении и осложнено шестью куполами, расположенными в районе скважин №№93, 530, 553, 1, 7. Купол в районе скважины №93 имеет по замыкающей изогипсе -2240 м размеры 7*4 км, а амплитуду 40 м. Купол в районе скважин №1 и 531 занимает наиболее высокое гипсометрическое положение. Его размеры по замыкающей изогипсе -2220 м 9*6,5 км, амплитуда 60 км. Этот купол по изогипсе -2240 объединяется с двумя небольшими поднятиями в районе скважин №№6 и 7. Все вышеперечисленные купола объединяются в одно поднятие.

Промышленная нефтеносность викуловской свиты, установлена в пределах Ем-Еговской площади. Залежи нефти приурочены к продуктивным пластам ВК1 и ВК2-3, залегающим в кровельной части свиты. Пласты имеют площадное распространение. Толщина ВК1 колеблется в пределах 12-19 м. Пласт ВК2 отделяется от ВК1 4-10 метровой глинистой перемычкой, содержащей 2-4 метровый прослой известняка. Толщина пласта ВК2 изменяется от 11 до 31 метра. Залежь нефти пласта ВК1 объединяет в едином контуре Ем-Еговское, Пальяновское и Сиговское поднятия. Размеры залежи пласта ВК1 по внешнему контуру составляют 20*46 км, высота 60 метров. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,6 до 222 метров. Залежь пластово-сводовая. Установлено неравномерное скачкообразное изменение поверхности ВНК с выраженным наклоном в восточном направлении. Принятые абсолютные отметки положения ВНК для пласта ВК1 изменяются от-1335 до-1420 м.

Размеры залежи пласта ВК2-3 по внешнему контуру нефтеносности составляют 10*23 км, высота 25 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 27,6 м. Залежь нефти по всей площади водоплавающая. ВНК устанавливается наклонным с изменением абсолютных отметок от -1349 до -1366 м.

Продуктивные пласты викуловской залежи характеризуются алевритоглинистым составом с преобладанием алевритов в разрезе.

3. Технико-технологический раздел

3.1 Анализ эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению производительности и срока службы скважин

На 1.04.99 г. количество скважин, дающих нефть, было 379, из них 4 - фонтанных, 59 - ЭЦН, 224 - ШГН, 1 - УЭДН. Средний действующий фонд скважин в 1998 г. - 451 скв., по сравнению с 1997 г. он увеличился на 13 скважин.

За 1998 г. не переведено в консервацию ни одной из низкопродуктивных и высокообводненных добывающих скважин; на баланс принято 19 скважин, из них 13 в эксплуатационный нефтяной фонд. Из 451 скважин среднедействующего фонда рентабельными являются 210 или 46,6%; нерентабельный фонд составил 241 скважин или 53,4%.

Средняя производительность одной скважины по данному месторождению - 5,43 т/сут. По Ем-Еговскому месторождению интервал рентабельности скважин, оборудованных ШГН составляет 4-5 т/сут., по ЭЦН - 6-7 т/сут.

Среднесуточная добыча нефти одной скважины по Ем-Ёговской площади составила 6,1 т/сут., в т.ч.:

* Фонтан - 11,4 т/сут;

* ЭЦН - 10,8 т/сут;

* ШГН - 3,4 т/сут.

Коэффициент эксплуатации составил 0,891 (против 1997 г. - 0,897). По способам эксплуатации коэффициент выглядит следующим образом:

* Фонтанирование - 0,909;

* ЭЦН - 0,901;

* ШГН - 0,864.

Низкий коэффициент эксплуатации по скважинам, оборудованных ШГН, объясняется большими простоями, так при календарном времени 4004,64 т*час, отработанное время составило 3506,5 т*час. Кроме того, по этому фонду скважин больше всего проводились текущие ремонты (821 ремонт из 1532 в целом по НГДУ или 54%).

В целях сокращения непроизводительного времени и увеличения сроков службы оборудования были в НГДУ разработаны мероприятия:

* внедрено 25 насосных установок ШГН с клапанами-отсекателями;

* начато внедрение песчаных якорей на скважинах оборудованных ШГН;

* внедрение насосов ШГН вставного исполнения.

Однако из-за низкого материально-технического обеспечения бригад ПРС простои по НГДУ высоки, что существенно сказывается на уровне добычи нефти.

По данным НГДУ «Красноленинскнефть» дополнительная добыча нефти от работ по ГРП в 1997-1998 гг. составила 147481,8 тонн по НГДУ и 71460,5 по Ем-Ёговской площади. Базовый дебит одной скважины до ГРП равен 3,7 т/сут по НГДУ и 2,8 т/сут по Ем-Ёговской площади. После ГРП 15 т/сут - по НГДУ и 21 т/сут по Ем-ёговской площади.

3.2 ГРП, виды и область применения

Основной причиной низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью является снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе бурения и эксплуатации.

Снижение продуктивности скважин при бурении происходит в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в ПЗП. При взаимодействии фильтрата с каолинитовой составляющей цемента происходит закупоривание перового пространства и снижение фазовой проницаемости.

Основное назначение методов воздействия на ПЗП состоит в увеличении проницаемости ПЗП за счёт очистки поровых каналов от различного рода материалов отложившихся в них, а так же их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих динамическую связь пласта со скважиной.

Из группы механических методов воздействия на призабойную зону пласта наиболее эффективным является гидравлический разрыв пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс воздействия на призабойную зону скважины и продуктивный пласт с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в горных породах продуктивной зоны скважины, в результате чего увеличивается средняя проницаемость пласта в зоне распространения трещин, и, следовательно, улучшаются условия притока жидкости. Достигается это путем создания высоких давлений на забое скважины закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое повышение давления на забое. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и свойств нефтей Пм-Кговской площади.

3.3 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных порол и их неоднородности

Рассмотрение коллекторских свойств пласта ВК1 -3 Ем-Еговской площади осуществлялось по двум участкам:

* участок 1 - западнее линии, проходящей через разведочные скважины №№162-505;

* участок 2 - между линиями, проходящими через разведочные скважины и №12-7.

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта ВК1 Ем-Еговской площади по категории запасов С] равна 10,8 м (по категории Сг - 5,0 м), пласта ВК2-3 -7,9 м и 4,5 м по категориям С, и Сз соответственно.

Отличительной особенностью геологического строения пластов является присутствие в разрезе значительной доли пропластков коллектора с толщиной более 4 м, на 1-ом участке -77%, на 2-ом - 70%. Доля пропластков толщиной меньше 1 м для 1-го участка составляет 11,5%, для 2-го - 15%. Размеры пропластков неколлектора значительно меньше, средняя толщина составляет 1,3 м. Доля пропластков неколлектора толщиной не более 1 м составляет 70%.

Таким образом, продуктивные пласты ВК1 и ВК2-3 по морфологическому строению относятся к типу монолитных. Присутствующие в разрезе пласта тонкие пропластки неколлектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Мощные пропластки коллектора образуют единый гидродинамически связанный объём.

Для пластов, имеющих монолитное строение, характерным является высокое значение коэффициента охвата пласта вытеснением (0,8-0,9) для применяемого в настоящее время диапазона плотностей сеток скважин и систем разработки, потери нефти вследствие прерывистости пластов не будут превышать 10-20% запасов.

По проницаемости продуктивные пласты викуловской свиты относятся к классу низкопроницаемых. Средняя проницаемость пласта ВК1 составляет 47,2*10~³ мкм², на 1-ом участке - 42*10"³ мкм², на 2-ом - 49*10'³ мкм². Диапазон изменения проницаемости от 0 до 200* 10"³ мкм². Доля пропластков коллектора с проницаемостью меньше 10*10» мкм составляет для 1 - го участка - 12,5%, для 2-го - 14,5%, что значительно меньше, чем для юрских продуктивных пластов района. Так, для пласта КЖ10 Талинской площади доля пропластков с проницаемостью менее 10*10"³ мкм² изменяется по участкам от 30 до 70%.

Доля пропластков с проницаемостью более 100*10"³ мкм² составляет для 1-го участка - 8%, для 2-го - 12%. Основной объём пласта сложен из пропластков с проницаемостью от 10*10"³ мкм² до 50*10"³мкм², на долю которых приходится 61,5% объёма пласта на первом участке и 51% на втором участке.

Средняя проницаемость пласта ВК2-3 составляет 38,3*10"³ мкм². Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10"³ мкм² в общем объёме пласта составляет 27%, менее 50*10» мкм -70,4%. Таким образом, на долю пропластков кош к ^ л с проницаемостью меньше 50*10» мкм приходится 65-75% нефтенасышенного объёма, что будет определять низкие темпы выработки основной части запасов нефти. Установленная структура запасов нефти определяет необходимость рассмотрения в работе методов интенсификации добычи.

3.4 Состав и свойства нефти и газа

На площади глубинные и поверхностные пробы нефтей отобраны из пластов викуловской (ВК1, ВК2-3) и тюменской (ЮК2-5, ЮК10-11) свит. Пластовые нефти отбирались пробоотборниками ВПП-300 и ПД-ЗМ.

Поверхностные нефти отбирались с устья скважин. Исследования их проводились согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей, по государственным стандартам.

Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовых нефтей.

Свойства пластовых нефтей в пределах залежи резко отличаются между собой. Нефти викуловской свиты имеют низкое газосодержание, давление насыщения, усадку.

Нефти пластов ЮК2-5 находятся в условиях повышенного давления (24 МПа) и температур (102 °С). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211 м»/т, давление насыщения значительно ниже пластового. Нефть в пласте очень легкая. Молярная доля метана составляет 32-33%. Суммарное количество легких углеводородов С2Н₆ - С₅Н]₂ равно 12%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов ВК1-3, ЮК2-5 малосернистые с выходом фракций до 350 °С не менее 45%, парфинистые, маслистые.

Нефти пласта ВК1-3 вязкие, средней плотности; пластов ЮК2-5, ЮК10-11 - маловязкие, легкие. Технологический шифр нефтей 1Т1П2. При достижении давления, превышающего гидростатическое примерно в 1,5-2 раза, расширяются естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют расклинивающим агентом (проппант, песок, и т.п.), который вводят вместе с вязкой жидкостью. В дальнейшем эта жидкость извлекается в процессе освоения скважины.

В настоящее время в мировой нефтедобывающей практике используются три основных вида гидравлического разрыва пласта: обычный гидроразрыв пласта (ГРП), глубокопроникающий (ГГРП) и массированный (МГРП). Каждый из этих видов имеет свою область применения.

ГРП используется как средство увеличения проницаемости призабоЙной зоны пласта. Применяется, как правило, в отдельных скважинах с загрязненной призабойной зоной с целью восстановления их естественной продуктивности, характеризуется использованием незначительного количества закрепляющего материала (5-10 тонн).

ГГРП является одним из наиболее эффективных методов, позволяющих увеличить продуктивность скважин, дренирующих низкопроницаемый пласт (с проницаемостью менее 0,05 мкм²). Характеризуется этот процесс использованием больших количеств закрепляющего материала - 10-50 тонн и жидкостей разрыва - 150-200 м³ В этом случае создаются трещины или система трещин значительной протяженности (50-100 и более метров), охватывающие не только призабоиную зону, но и значительную часть пласта. В этом основное отличие ГГРП от обычного ГРП. Область применения ГГРП - низкопроницаемые залежи или отдельные их участки. Цель - достижение рентабельности разработки таких месторождений. Технология ГГРП предназначается для воздействия на неистощенные (невыработанные) нефтяные залежи, где продуктивные пласты представлены терригенными (песчаными) коллекторами.

МГРП - массированный гидроразрыв пласта, который на практике применяется в низкопроницаемых коллекторах газовых месторождений. Основной особенностью этого процесса является создание искусственных трещин очень большой протяженности. Для этих целей используются большие количества закрепляющего материала.

3.5 Технология проведения ГРП

Гидроразрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включая наземное и подземное, а также технологических жидкостей и материалов для образования и крепления трещин гидроразрыва.

Наземное оборудование включает насосные установки для подготовки и закачки рабочих жидкостей, пескосмесительные установки для приготовления жидкостно-песчаной смеси и закачки её в пласт, подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования, манифольд для обвязки устья скважины с наземным оборудованием, емкости для технологических жидкостей, станцию контроля.

3.6 Рекомендации при проведении ГРП

Как было сказано выше, при гидравлическом разрыве пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные насосно-компрессорные трубы из стали высокой группы прочности. Для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры-разобщители.

Жидкости разрыва, используемые для ГГРП, должны отвечать следующим требованиям:

* иметь определенную динамическую вязкость;

* пескоудерживающую способность;

* определённое время стабильности при пластовой температуре;

* совместимость с пластовыми флюидами и породой;

* технологичность приготовления

В качестве закрепителя трещин при реализации технологии ГГРП возможно использование кварцевого песка определенной фракционности, либо его искусственного аналога - пропанта. Для ГГРП разработаны и используются два типа жидкостей разрыва на водной основе с применением полимеров и на нефтяной основе.

В процессе проектирования и расчета технологических параметров ГГРП используется более 40 параметров, характеризующих:

* параметры нефтяного пласта (радиус скважины, толщину продуктивного пласта, проницаемость коллектора и т.д.);

* конструкцию скважины;

Моделирование гидроразрыва и определение его основных расчетных параметров производится с помощью специальных компьютерных программ, таких как МоОа! (Фрак Мастер), Асцшге (Халлибертон) и других. В результате моделирования при задании ожидаемых параметров ГГРП строится теоретическая эпюра операции.

Выбор скважины для ГГРП осуществляется с использованием гидродинамических характеристик пласта, призабойной зоны и скважины.

Для ГГРП предпочтительны слабопроницаемые до 0,05 мкм², сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части 5-15 м. Отмечается снижение результатов гидроразрыва от степени выработанности горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющие более высокую нефтенасыщенность.

Гидравлический разрыв не рекомендуется проводить в скважинах:

* с нарушенной фильтровой частью;

* со сломом или смятием обсадной колонны;

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

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах. Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием её технического состояния, технико-технологическим обеспечением осуществления процесса. По скважине, намеченной для проведения в ней гидроразрыва, проводится анализ всех геолого-промысловых материалов:

* текущего, начального дебита скважины;

* текущей обводненности продукции;

Анализируются результаты предыдущих обработок пласта с целью интенсификации притока, производится анализ работы подземного оборудования (ЭЦН, ШГН), текущих капитальных ремонтов скважины.

По результатам анализа геолого-промысловых материалов намечаются объемы дополнительных геолого-промысловых и гидродинамических исследований для получения достоверной информации о скважине и пласте, необходимых для планирования работ по гидроразрыву пласта.

Непосредственно процесс подготовки скважины включает следующие операции:

* планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основного и вспомогательного оборудования гидроразрыва - подъемного агрегата, оборудования для контроля процесса, насосных агрегатов, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей;

* монтаж передвижной подъемной установки типа А-50У для осуществления спускоподъемных операций;

* подъем из скважины фонтанного лифта или насосной установки, определение местоположения забоя скважины, при налиии гидратопарафинной пробки - промывку её;

* шаблонирование эксплуатационной обсадной колонны для посадки опрессовочного пакера и опрессовки эксплуатационной колонны;

* спуск в скважину подземного оборудования, высокопрочных насосно-компрессорных труб с пакером;

* оборудование устья скважины фонтанной арматурой в зависимости от ожидаемого давления.

3.7 Процесс гидроразрыва пласта. Заключительные работы

Процесс гидроразрыва пласта состоит из ряда последовательных этапов:

* закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин;

* закачка жидкости - песконосителя;

* закачка продавочной жидкости для продавливания песка в пласт; Проведение работ по гидроразрыву пласта начинается с проверки

герметичности манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине. Одновременно производится испытание скважины на поглощение, для чего через равные промежутки времени (5-10 минут) увеличивают темпы нагнетания жидкости разрыва в пласт и регистрируют расход и среднее давление нагнетания. По мере роста давления наблюдают за состоянием линии нагнетания, арматурой устья и агрегатами. При наличии пропусков насосные агрегаты останавливают и устраняют дефекты, после чего испытание продолжают.

Свидетельством достижения разрыва - образования в пласте трещин необходимого размера - является трех-, четырехкратное увеличение коэффициента приемистости скважины. После достижения разрыва в скважину нагнетается от 10 до 50 м¹ чистой жидкости - песконосителя, вслед за которой подается смесь песка с жидкостью. Темп нагнетания жидкости с песком в скважину должен быть 1,5-2,5 м'/мин. Трещины закрепляются 1 5-20 тоннами песка с концентрацией до 500 кг/м³. При закачке песка с жидкостью - песконосителем в первую порцию смеси рекомендуется добавлять его в небольшом количестве. Считается, что избыток жидкости способствует большему расширению трещин и предотвращает скопления песка у устья последних. Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчаной смесью в объеме на 0,5 м меньше объема находящейся в скважине жидкости, содержащей песок, и при темпе закачки жидкости с песком. После 12-часового технологического отстоя производится срыв пакера и подъем технологического оборудования. Производится замер забоя и промывка его при необходимости.

Освоение и эксплуатация скважины после процесса, в большинстве случаев, производится тем же способом, как и до гидроразрыва. После установления постоянного отбора жидкости из скважины производится исследование методами установившихся и неустановившихся отборов для определения коэффициента продуктивности. Для выявления качественных изменений, происшедших в скважине после гидроразрыва, производят замеры дебита нефти, процента обводненности, количество выносимого песка и т.д.

Для более полного представления о длительности эффекта в скважине при последующей эксплуатации её, помимо замеров дебита нефти, один раз в квартал производятся исследования по изучению динамики коэффициента продуктивности. Особенно такие исследования необходимы при значительных изменениях режима работы насосной установки (длины хода, числа качаний, глубины подвески и диаметра насоса).

3.8 Подбор скважин, подготовка данных и проектирование ГРП

Процесс начинается с изучения геологических и технических характеристик месторождения, пластов и отдельных скважин. В том числе используется вся необходимая по данным пунктам документация:

* структурно - тектонические карты;

* карты распространения песчаников;

* карты эффективных мощностей;

* карты текущего состояния разработки;

* карты накопленных отборов и закачки;

* геологические разрезы;

* каротажные диаграммы. Основной целью этого процесса является определение текущего состояния нефтеотдачи отдельных участков пласта из-за очень сложного геологического строения. Участки с низким коэффициентом нефтеотдачи, т.е. с низкой проницаемостью, нуждаются в ускорении темпа выработки. Самым эффективным мероприятием при данных геологических условиях является выполнение гидравлического разрыва пласта.

Следующим этапом этого процесса является подбор скважин для проведения ГРП. При этом необходимо анализировать местоположение отобранных скважин по отношению к фронту закачиваемой воды, а также по отношению к водонефтяному контакту. Целью данного анализа является определение влияния созданной трещины на коэффициент охвата заводнения. Так же необходимо изучение коэффициента расчлененности и песчанистости для достижения как можно большего охвата песчаных пропластков трещиной гидравлического разрыва пласта. При этом проводится оценка механических свойств горных пород (напряжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона). От этих параметров зависит геометрия создаваемой трещины. Необходимо подробное изучение истории эксплуатации скважин, расчет газового фактора для периодов, когда не проводились замеры, анализ гидродинамических исследований пластов и скважин с целью определения проницаемости и скин-эффекта, как одного из самых важных параметров для расчета продуктивности скважины до и после проведения ГРП. Анализируются причины простоев, характер проведенных ремонтных работ и определяется техническое состояние скважин. Основываясь на перечисленных анализах, проведенных специалистами «Фрак Мастер», «Шлюмберже», «Би Джей», ИНА, «Нефтеотдача» и «Халлибертон» совместно со специалистами ОАО «Кондпетролеум», выполняется подбор скважин для проведения ГРП.

При помощи компьютерного моделирования определяется геометрия трещины (длина, высота и ширина) и объем необходимых материалов, т.е. проппанта, рабочей жидкости и химических добавок. При моделировании анализируется несколько вариантов геометрии трещины с учетом принципов рациональной разработки месторождения в целом. Для каждого отдельного варианта при помощи компьютерного моделирования рассчитывается добыча нефти без проведения и с проведением ГРП и на основании экономического анализа определяется оптимальная геометрия трещины, т.е. оптимальный вариант проведения ГРП.

скважина пласт нефтеносность гидроразрыв

Размещено на Allbest.ru

...