Расчет параметров гидравлического разрыва пласта на примере Мало-Балыкского месторождения

К скважине подключают один или два агрегата. В качестве жидкости для испытания на приемистость, как правило, применяют воду (для нагнетательных скважин) и нефть (для добывающих). Скважину заполняют жидкостью, включают в работу агрегат и на минимальной скорости проводят нагнетание в течение 5 - 10 минут. При этом регистрируют среднее давление за время нагнетания и расход, после чего увеличивают скорость нагнетания или включают второй агрегат. Регистрируются те же параметры на втором режиме. Переходят на закачку с большей скоростью или большим числом агрегатов и так далее. Время нагнетания на каждом режиме принимают одинаковым.

Давление начала раскрытия или расширения трещин считается такое, при котором начинает резко увеличиваться приемистость скважины. Поэтому в промысловой практике устанавливают критическое давление, при котором в пласте создаются трещины, способные вмещать крупнозернистый песок. Практически установлено, что песок можно закачивать в трещины, если при нагнетании достигнуто увеличение приемистости скважины в 3 - 4 раза.

После посадки пакер испытывается давлением в 12 МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается). Демонтируется подъемный агрегат и планируется площадка для проведения ГРП.

9. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта

После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП [16]:

проведение геофизических исследований на скважине для определения технического состояния эксплуатационной колонны (наличие или отсутствие негерметичности);

в интервале детальных исследований (масштаб записи 1:200) кроме термометрии, регистрируют естественный гамма-фон (ГК), локатор муфт (ЛМ), влагометрию (ВГ), барометрию. Данные ГК и ЛМ служат для точной привязки к разрезу;

определение качества цементного кольца в интервале перфорации, а так же выше и ниже с целью выявления заколонных перетоков с помощью акустического цементомера;

определение работающих интервалов пласта с помощью термограммы, термоиндуктивной и механической дебитометрии;

определение продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановления уровней;

определения дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида.

Снижение забойного давления и создание депрессии на пласт осуществляется с помощью компрессора.

Основные этапы технологии проведения ГРП:

подготавливается скважина и в нее спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура;

рассчитываются параметры ГРП (объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и продавочной жидкости);

в зависимости от этого устанавливается количество агрегатов, необходимых для проведения ГРП;

процесс нагнетания в скважину жидкости разрыва следует вести с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2 - 3 раза;

после разрыва пласта в скважину подается жидкость-песконоситель;

по окончании закачки жидкости-песконосителя в скважину подается продавочная жидкость для продавки жидкости-песконосителя в пласт.

Вторым слагаемым успеха является выбор расклинивающего агента. Таким материалом для СП «Катконефть» стал зернистый карболит размерностями 16/20 и 20/40 (диаметр зерен 6,8 мм и 1 мм). Он удачно сочетается с гелеобразным дизтопливом, хорошо сортируется, обладает правильной сферичностью и высокой проницаемостью в трещины после разрыва. Тип размерности 16/20 или 20/40 выбирают в зависимости от геологических условий [15].

После выбора количества и типа размера проппанта изучают параметры работы скважины для составления графика закачки проппанта. Так как на месторождении проводятся не глубокие обработки скважин методом ГРП, то количество проппанта на одну скважину составляет максимум 10 - 11 т.

В СП используют двухразмерную систему притока, разработанную в Канаде. Она дает возможность применить теорию генерации трещины к оптимизации проектирования процесса разрыва.

После подготовки скважины и проведения необходимых расчетов производят гидравлический разрыв по утвержденной программе.

Объем закачки и количество проппанта зависит от проницаемости коллектора и расчетной величины трещины. Обычно после закачки 50 - 80 м3 нефтяного геля подают жидкость разрыва с проппантом концентрацией от 100 до 1000 кг проппанта на 1 м3 жидкости разрыва.

В этот момент происходит рост давления до. Весь процесс разрыва контролируется с помощью приборов и регистрируется непрерывно с записью всех параметров (количества расхода жидкости, карболита, рост давления) процесса поминутно. В момент возникновения пика давления (Рmax = 40 МПа) и происходит собственно гидравлический разрыв пласта. Давление начинает резко падать (рисунок3.1.) и становится минимальным (5,5 - 6,0 МПа), что соответствует гидравлическому сопротивлению движения жидкости в НКТ.

После гидроразрыва начинают процедуру «обратного потока» для извлечения жидкости разрыва и незакрепившегося расклинивающего агента.

Дальнейшие операции направлены на подготовку скважины к возврату в эксплуатацию. Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ.

Подробнее рассмотрим наземные операции и технологию проведения ГРП СП «Катконефть». Перед началом работ по гидроразрыву пласта на территорию куста завозятся 3 емкости объемом по 45 - 60 м3, заполняют их товарной нефтью. Расстанавливают оборудование для проведения гидроразрыва пласта [15]: четыре насосных агрегата FC-2251; один смеситель МС-60; один блок манифольда IS-200; один песковоз; одна станция контроля; один цементировочный агрегат ЦА-320.

После расстановки оборудования производят работы по приготовлению рабочей жидкости. Рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в емкостях общим объемом 80 - 100 м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: CАТ-НС-2 - геллянт - 0,006 - 0,008 м3/м3; САТ-НС-Асt - активатор - 0,004 - 0,005 м3/м3; HGA-В - брейкер - 1,2 кг/м3.

Весь процесс замешивания занимает около 1 часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости и вязкость 150 - 350 мПа·с.

Перед началом ГРП производится опрессовка манифольда, проверяется готовность техники и рабочей жидкости, проводится инструктаж персонала.

Все насосные агрегаты управляются одним оператором из станции контроля. Управление подачей проппанта в пескосмесительный агрегат производится с помощью компьютера из станции управления. В станцию контроля на центральный процессор по шести каналам передаются следующие параметры ГРП: давление на НКТ; давление на затрубе; скорость потока жидкости; концентрация проппанта; расход кросслинкера; подача проппанта.

Сам процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов:

Закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин: увеличивая темпы нагнетания жидкости, снимают зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси. Если коэффициент приемистости при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3 - 4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком.

В случае, когда разрыв пласта несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости. После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3 - 4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости.

Закачка жидкости-песконосителя: закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

Закачка продавочной жидкости для продавки песка в пласт: продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

После продавки песка в пласт и остановки агрегатов, скважину закрывают.

10. Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после проведения гидравлического разрыва пласта

После окончания ГРП скважина закрывается для восстановления гидростатического давления и разгеливания жидкости разрыва. Для контроля за скважиной, на устье устанавливаются манометры, позволяющие следить за изменением давления в течении 12 часов. Испытание скважины производят путем открытия буферной задвижки и запуска скважины на отработку в емкость с целью выноса из колонны НКТ неразгелившейся жидкости разрыва и остатков проппанта. Для освоения скважины на устье монтируется подъемный агрегат [16].

На производство работ по освоению скважин составляется план работ. При срыве пакера поднимают колонну НКТ на высоту, при которой прибор (ГИВ или другого типа) покажет нагрузку на 5 - 10% выше максимального веса НКТ при посадке. Делаем выдержку времени порядка 10 - 15 мин. В этот момент открывается байпас (перепускное устройство пакера) и уравновешивается давление между НКТ и обсадной колонной. При отсутствии дифференциального давления, удерживающие штифты автоматически разводятся, пакер освобождается и его можно поднимать. Если срыв пакера не произошел, повторяем операцию по увеличению нагрузки на 15 - 20% выше максимального веса до посадки пакера и делаем выдержку 15 - 20 мин. C целью уравновешивания жидкости в колонне НКТ и межтрубном пространстве. Производим глушение скважин жидкостью, удельный вес которой определен во время испытания скважины. После поднятия пакера в скважину спускается НКТ с пером-воронкой на конце для промывки скважины от проппанта до искусственного забоя.

Для определения эффективности ГРП и подбора глубинно-насосного оборудования для дальнейшей эксплуатации скважины проводим комплекс геофизических работ с компрессированием скважины по снятию эксплуатационных характеристик. После обработки данных геофизики, технологическая служба ЦДНГ делает расчет глубинного насосного оборудования и по полученным данным спускается в скважину ГНО и она запускается в работу.

11. Расчет параметров гидравлического разрыва пласта

Исходные данные

Расчет ГРП.

,

,

,

,

,

,

,

.

Фактические результаты

Заключение

Изучение геологического строения Мало-Балыкского месторождения свидетельствует, что основные продуктивные пласты имеют аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0.004 мкм2) и высокую пластовую температуру (86 оС), пористость в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС16-22 относятся - к V классу. Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП.

Анализ показал, что применение технологии ГРП для разработки ачимовской толщи является успешным. При этом падение текущей обводненности сразу после проведения гидроразрыва говорит об эффективности ГРП не только как метода интенсификации, но и как метода увеличения области дренирования добывающих скважин.

На объекте БС16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита скважины по нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности на 3% в год.

В проекте произведен анализ ГРП по основному эксплуатационному объекту БС16-22 и выработаны следующие основные рекомендации по повышению эффективности его дальнейшего применения: для дальнейшего внедрения на месторождении рекомендуется проведение повторных ГРП; при планировании ГРП необходимо осуществлять опережающее увеличение закачки воды вблизи скважин претендентов (особое внимание стоит уделить скважинам вертикальных рядов); наибольший установившийся прирост дебита жидкости и нефти достигается при числе проппанта, лежащего в интервале 1 - 5; наиболее эффективными, с точки зрения прироста дебита нефти и продолжительности эффекта, являются ГРП на скважинах, вскрывающих от 15 до 20 пропластков; рекомендовано закачивать от 2 до 4 тонн проппанта на 1 метр высоты трещины; получен оптимальный интервал полудлины для Ачимовских пластов (полудлина трещины 80-120 м).

Произведен анализ экономической эффективности по скважинам переходящего фонда и произведен прогноз на 4 года. Получено, что срок окупаемости затрат на ГРП составляет около четырех месяцев, индекс доходности - 6,1, а ЧЧД проекта составляет - 2,329 млрд.руб.

Выполнен анализ чувствительности проекта при изменении на ± 10% таких основных экономических факторов. Получено, что проект наиболее чувствителен к изменению дополнительной добычи нефти (ЧДД изменяется на 14%), цены на нефть (ЧДД изменяется на 10,3%), курса доллара (ЧДД изменяется на 8,9%) и ставки налога на добычу полезных ископаемых (ЧДД изменяется на 5,2%).

Список использованных источников

1. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Малобалыкского месторождения Нефтеюганского района Тюменской области по состоянию на 01.01.1988 г. Тюмень, 1988

2. Малярова Т.Н. Отчет по созданию геологических моделей Западно-Малобалыкского, Малобалыкского и южной части Среднебалыкского месторождений /Т.Н. Малярова, В.Е. Копылов. - Москва, 2003.

3. Дьяконова Т.Ф. Разработка алгоритмов оценки подсчетных параметров коллекторов продуктивных отложений Малобалыкского месторождения /Дьяконова Т.Ф. - ОАО «ЦГЭ», Москва, 1998.

4. Технологическая схема разработки Малобалыкского месторождения. Отчет о НИР (Д.11.89.89.81.19.00) / ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Тюмень, 1990.

5. Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога /И.П. Чоловский. - Справочник под ред. - М.: Недра, 1989. - 14 с.

6. Анализ разработки Малобалыкского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 2002 г.

7. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учебник для ВУЗов /В.С. Бойко - М.: Недра, 1990 г.

8. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти /В.И. Щуров. - М.: Недра, 1983 г.

Размещено на Allbest.ru