Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

Геолого-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.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"
2. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения
2.2 Литолого-физическая характеристика разреза
2.3 Общая характеристика продуктивных пластов
2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
2.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа
3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
4. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти
5. Результаты применения методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта
5.3 Характеристика материалов и реагентов
6. Проектирование применения одного из методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта
месторождение пластовый жидкость нефть
В данном курсовом проекте рассмотрена эффективность ГРП по Сабанчинскому месторождению. Актуальность темы заключается в том, что разработка нефтяных месторождений в настоящее время находится на заключительной стадии разработки.
За долгий период эксплуатации скважин состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) существенно изменилось, ухудшились его коллекторские свойства, снизилась проницаемость, уменьшилась нефтеотдача.
Снижение естественной емкостно-фильтрационной характеристики ПЗП в основном обусловлено следующими причинами:
- частичная или полная кольматация поровых каналов глинистым раствором или фильтратом;
- засорение ПЗП при ремонтных работах в процессе эксплуатации скважин;
- выпадение в ПЗП и адсорбция асфальтеносмолистых и парафиновых частиц на поверхности поровых и перфорационных каналов из-за изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации.
В связи с этим за долгие годы разработки на месторождениях НГДУ "Бавлынефть" заметно снизилась добыча нефти, увеличилась обводненность продукции.
Улучшение состояния ПЗП ведет к увеличению дебита скважин и в конечном итоге к увеличению коэффициента нефтеотдачи пласта.
Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, заключающийся в создании высокопроницаемых каналов фильтрации путем заполнения образовавшихся в пласте трещин песком или каким-либо другим наполнителем.
1. ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"
На 1 апреля 2008 года общая численность персонала ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис" составляет 894 человека, в том числе рабочих - 676, руководителей специалистов и служащих (РСС) - 218.
Таблица 1 Распределение численности персонала по подразделениям ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"
Таблица 2 Основные производственные функции подразделений ООО "Татнефть - ЛениногорскРемСервис"
Обеспечение высоких темпов работ по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин в строгом соответствии с технологическими процессами. Совершенствование существующих методов и разработка новых технологических схем по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин.
1. Обеспечение высоких темпов работ по бурению скважин малого диаметра в строгом соответствии с технологическими процессами.
2. Совершенствование существующих методов и разработка новых технологических схем по бурению скважин малого диаметра.
1. Оказание сервисных услуг по внедрению пакеров на нагнетательных скважинах
2. Организация, проведение работ по ГРП, ОВД, ГПП при капитальном ремонте скважин
3. Организация и проведение технологических процессов по закачке кислотных композиций, изоляционных процессов, ЖТС и т.д.
4. Анализ эффективности работ по КРС и бурению СМД.
1. Организация работы по обеспечению основного и вспомогательного производства исправным оборудованием и механизмами.
2. Техническое обслуживание и ремонт механической части оборудования в установленные сроки.
3. Совершенствование существующего оборудования, инструмента и разработка нового.
1. Обеспечение бесперебойного энерго - теплоснабжения всех структурных подразделений общества. Осуществление ремонта, монтажа и обслуживание электрооборудования и контрольно- измерительных приборов, средств автоматизации. Обеспечение проводной и беспроводной связью, средствами пожарно-охранной сигнализации всех объектов. Метрологическое обеспечение производства.
1. Организация бесперебойного обеспечения цехов ПНП и КРС и СМД подъемными агрегатами, стационарными насосными установками и электростанциями для проведения технологических операций.
Таблица 3 - Распределение работников предприятия по уровню образования
Таблица 4 Распределение по полу, национальности и возрасту
Таблица 5 Распределение численности рабочих основных профессий в разрезе цехов
2. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения
В административном отношении Сабанчинское месторождение находится на землях Бавлинского района Татарстана, с pазвитой инфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения. Месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу четыре продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки.
Сабанчинское нефтяное месторождение расположено в северной части Бавлинского района Республики Татарстан, в 12 км к юго-востоку от разрабатываемого Ромашкинского месторождения и 20 км севернее Бавлинского. На юге-востоке оно граничит с Туймазинским месторождением, разрабатываемым объединением "Башнефть". Расстояние до ближайших железнодорожных станций Бугульмы и Ютазы Самарской дороги 20 ... 30 км. В геоморфологическом отношении месторождение расположено в пределах Бугульминского плато, довольно расчлененного. Абсолютные уровни колеблются от 350 ... 365 м на водоразделах, до 110 ... 120 м в речных долинах. Климат, как и на всей территории Татарстана, континентальный. Перепады температур от 37 0 С до минус 49 0 С среднегодовая 26 0 С. Годовое количество осадков 400 ... 450 мм. Почвы района в основном черноземные, имеются участки с выходами коренных пород. Из полезных ископаемых, кроме нефти, известны месторождения минерального и строительного сырья: известняки, гравий, пески, глины строительные. Для питьевых целей используются подземные воды из пермских отложений, для промышленных - воды рек Ика, Дымка и Зая. Первооткрывательницей Сабанчинского месторождения явилась в 1963г. сквaжина № 27, заложенная трестом в сводовой части бобриковского поднятия. При бурении поисковой скважиной № 4 в 1965г. промышленный приток нефти был получен из пласта ДIпашийского горизонта. В 1975г. разведочная скважина № 71, пробуренная на севере месторождения открыла залежь нефти в фаменском ярусе
2.2 Литолого-физическая характеристика разреза
Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1780 м), нижнего карбона (Н=1220 м ) и карбонатные породы девона (H = 1460 м). На месторождении выявлено 13 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев обьединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В. Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М= 241-276 г/л) хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти отложений бобриковского горизонта относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.По количеству запасов месторождение относится к классу средних.Месторождение открыто в 1963 году и введено в промышленную разработку в 1974 году.На месторождении выделено три эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (пашийского, данково-лебедянского, бобриковского возрастов). Разбуриваниебобриковского объекта осуществляется по комбинированной сетке с расстоянием между скважинами от 350 до 500м., данково-лебедянского и пашийского (3залежи) по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400м. Cистемазаводнения пятирядная с блоковым разрезанием и законтурная. С целью увеличения КИН применяются полимерноезаводнение и ИКНН и ГРП. На 1.01.1993 г на месторождении пробурено 678 скважин, в т.ч. 528 добывающих ,119 нагнетательных, 31 прочих категорий. В разработке находятся бобриковский объекты, пашийский и данково-лебедянский зксплуатируются единичными скважинами. Годовая добыча нефти составляет 751 тыс.т., жидкости - 3920 тыс.т. Текущие дебиты нефти 5,7 т/сут., жидкости 29,7 т/сут. С начала разработки отобрано 21184 тыс.т.нефти, 67244 тыс.т.жидкости. Обводненность составляет 80,8 %. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,370 д.ед.; без применения новейших МУН 0,359 д.ед.; текущий на 1.01.1994 года - 0,245.
2.3 Общая характеристика продуктивных пластов
Промышленные скопления нефти на территории Сабанчинского месторождения приурочены к пашийскому горизонту (пласты DIа+б), фаменскому ярусу (пласт DIII) и бобриковскому горизонту, который является основным объектом разработки.
По принятой в настоящее время в объединении "Татнефть" индексации, в бобриковском горизонте выделяются, снизу вверх, пласты Б-1, Б-2, Б-3 и Б-4. На Сабанчинском месторождении в толще коллекторов практически невозможно выделить отдельные пласты, найти их границы по разрезу. Нижний пласт Б-1 имеет линзовидное строение, часто представлен плотными породами, а в большинстве скважин, где он является коллектором, лежит ниже уровня ВНК. Пласты Б-2 и Б-3 являются основными на Сабанчинском месторождении, представлены в большинстве случаев высокопористыми проницаемыми песчаниками. Пласт Б-4 имеет небольшую толщину, малую площадь распространения, представлен глинистыми плотными породами. В тех редких случаях, когда пласт Б-4 представлен песчаниками, он сливается с нижележащей толщей. Единый бобриковский пласт залегает в основном интервале 3-14 м от кровли турнейского яруса, чаще всего в интервале 5-11 м. Средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по продуктивным скважинам составляет 6,72 м, а по расчету нефтенасыщенных объектов - 4,5 м. Коэффициент расчлененности, вычисленный с учетом всех пропластков коллекторов, в том числе и водоносных, составляет 1,24, а без водоносных пропластков и если не учитывать глинистых перемычек тоньше 1 м - всего 1,13. Этот объект составляет основную залежь, которая вытянута на 20 км с юго-востока на северо-запад при ширине от 1,7 до 9,5 км, и две небольшие залежи на севере и юге, величиной соответственно 1,9 х 2,1 км и 3,8 х 3,0 км. Анализ измерения границ залежей, по сравнению с 1979г. проведен с севера на юг, по блокам. Отдельная залежь на 8 блоке, после уточнения границ обширной зоны замещения к югу и западу от нее, немного уменьшилась по площади. На севере и западе первого блока, относящегося к основной залежи, изменения границ при разбуривании взаимно компенсировалось. Внешний контур второго блока раздвинулся как на северо-западе, так и в восточной части. Границы третьего блока на западе почти не изменились, а на востоке, после разбуривания участка на границе с Туймазинским месторождением ( скважина №2104, 2109, 2151, 2157 ), площадь залежи выросла. Четвертый блок, залежь которого, по данным 1979г., представлялась отдельными куполами, после бурения скважины №1887, 1888 соединилась с основной структурой и площадью этого участка расширилась. На четвертом блоке с одной стороны, границы залежи несколько раздвинулись, с другой стороны, увеличились зоны отсутствия коллекторов в пределах контура нефтеносности. На пятом блоке, за счет разбуривании участка повышенной мощности на западе (скважина №1990, 1992, 2006, 2007 ), площадь залежи несколько расширилась, но она еще более уменьшилась на юге и в центральной части за счет обширной зоны замещения и вследствие усложнения контуров нефтеносности, которые замкнули с юга основную залежь гораздо севернее, чем намечалось в подсчете 1979г.
Восьмой блок, поновым данным, является отдельной залежью, отделяющейся пологим прогибом от основной на севере и зоной замещения на юге от Туймазинского месторождения (скважина №679,1579, 1057, 1616). Почти вся площадь этого блока, в результате бурения эксплуатационных скважин №2158, 2175, оказалась за пределами старого контура. Таким образом, эксплуатационное разбуриваниебобриковского горизонта существенно раздвинуло границы залежи и в то же время уточнило расположение зон замещения, увеличило их, особенно в южной части. В результате общая площадь нефтеносности возросла на 5,74 %.В то же время при бурении новых скважин были вскрыты несколько участков повышенной мощности, 6 ... 8 м и более, на севере, в первом и втором блоках, на востоке третьего и четвертого блоков, на западе четвертого и пятого блоков. В результате средневзвешенная толщина нефтенасыщенных коллекторов по объекту увеличилась от 3,99 м до 4,5 м. Средняя отметка ВНК, по данным 118 скважин, составляет 965,6 м, в том числе по скважинам с удлинением до 20 м - 965,8м, свыше 20 м - 965,5 м. При общей тенденции некоторого повышения уровня ВНК с севера на юг и юго-восток (от отметок 966-969 м и 959-962 м), изменением ВНК в конкретных скважинах больше обусловлено наличием значительных наклонов ствола скважин (до 30-45 0 , при удлинении свыше 20 м), чем общим геологическими закономерностями. Тип залежи пластовый, сводовый, литологически ограниченный. Самая высокая отметка кровли продуктивного пласта отмечена в скважине №1939 ( минус 944.7 м), этаж нефтеносности залежи до 24 м.
2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
2.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался нахромотографах типа "Кристалл-200М". Все данные исследования приведены согласно РД 153-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений".
Всего по бобриковскому горизонту Сабанчинского месторождения проанализировано: пластовых -- 108 проб, поверхностных -- 61 проба. При обработке данных была произведена отбраковка результатов некачественных анализов, в расчет принимались только качественные. Ниже приводится краткая характеристика нефти по бобриковскому горизонту.
Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 36 скважин.
Данные исследования показывают, что параметры пластовой нефти бобриковского горизонта в целом по месторождению изменяются в следующих пределах: давление насыщения изменяется от 2,1 до 6,1 МПа, среднее значение которого равно 3,81 МПа; газосодержание - от 9,9 до 36,6 м 3 /т, среднее значение которого равно 22,9 м 3 /т; объемный коэффициент - от 1,038 до 1,117, среднее значение которого равно 1,0643; вязкость пластовой нефти изменяется от 12,0 до 43,15 мПа . с, среднее значение которой составляет 18,79 мПа . с (таблица 1).
Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти -- 848,0кг/м 3 , сепарированной -- 888 кг/м 3 . Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведён в таблице 1.
Таблица 1 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
Водоносные горизонты бобриковских отложений изучались при опробовании пластов - коллекторов глубоких разведочных и эксплуатационных скважин и по данным промысловой геофизики. При опробовании проводились замеры дебита воды, отбирались пробы воды на анализ.
В бобриковско-тульских отложениях нижнего карбона преимущественно водоносны песчаники и алевролиты. Водообильность их колеблется в пределах от 60 до 100 м 3 /сут при различных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от +7,5 до - 17,25 м. Режим залежей, приуроченных к этим отложениям, упруговодонапорный. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу по В.А. Сулину.
Общая минерализация составляет 220,0 - 267,3 г/л, плотность - 1157 -1174 кг/м 3 , вязкость - 1,72-1,78 мПа . с. Растворенный в воде газ метаново-азотный, газонасыщенность - 0,139-0,745 м 3 /т, упругость газа составляет - 3,0-6,5 МПа, объемный коэффициент - 1,001.
Органическое вещество пластовых вод представлено углеродом битумной фракции, окисляемостью йодатной и перманганатной, фенолами и общим азотом.
По кизеловскому горизонту свойства и состав нефти оценивались по результатам исследований 12 проб, отобранных из 4 скважин.
Пластовая нефть горизонта характеризуется давлением насыщения равным 3,27 МПа, газосодержанием, составляющим 20,1 м 3 /т. По величинам плотности и вязкости нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. Нефть является сернистой (3,4 % масс.), парафиновой (1,78 % масс.), смолистой (12,7 % масс.). Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 О С, составляет 41 % объемн.
По бобриковскому горизонту исследовано 87-107 проб пластовой и 5-56 проб поверхностной нефти.
По результатам исследований давление насыщения нефти газом составляет 3,81 МПа, газосодержание - 22,9 м 3 /т, плотность и вязкость пластовой нефти соответственно составляют 856,1 кг/м 3 и 18,79 мПа·с.
По свойствам нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. По составу она является сернистой (2,45 % масс.), парафиновой (2,99 % масс.), смолистой (13,84 % масс).
Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 О С, составляет 43,7 % объемн.
3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Сабанчинское месторождение введено в промышленную разработку в 1979 году согласно технологической схемы разработки, составленной КИВЦ в 1979 году. Основные положения этой работы:
- разбуривание залежи равномерной квадратной сеткой плотностью 25 га/скв;
- система заводнения избирательно внутриконтурная в сочетании с законтурной;
В связи с разбуриванием месторождения в 1979 году КИВЦ уточнил технико-экономические показатели Сабанчинского месторождения, и дальнейшее разбуривание и разработка осуществлялась уже согласно технологической схемы, составленной в 1979 году.
Были рекомендованы следующие положения:
- переход от избирательного к линейному заводнению при пятирядном размещении эксплуатационных скважин с сохранением на отдельных участках очагового, а также законтурного заводнения;
- размещение скважин по сетке 500х500м и 400х400м в местах расширения контура, а также сгущение сетки до 350 х 500 м в зонах стягивания контура;
- проектный фонд скважин по уточненным данным составил 709, в том числе 163 резервных, 15 оценочных, 429 эксплуатационных, 102 нагнетательных.
В 1981 году на основе утвержденных в ГКЗ запасов составлена техническая схема разработки Сабанчинского месторождения с уточнением технологических показателей разработки по залежам С1вв и Д1.
В работе для бобриковского горизонта рекомендован вариант, предусматривающий дальнейшее разбуривание месторождения до достижения проектного числа скважин:
- на разбуренной и разрабатываемой части месторождения сложившаяся линейная система заводнения остается неизменной;
- на разбуриваемой части месторождения, где геологическое строение горизонта пока недостаточно изучено, рекомендовано организовать избирательную систему заводнения;
- как метод повышения нефтеотдачи предусматривает закачку серной кислоты;
- бурение 327 проектных скважин и ввод в эксплуатацию 257 добывающих скважин и 52 нагнетательных.
К настоящему времени по бобриковскому горизонту в активной разработке находятся запасы нефти 6 блоков(1,2,3,4,5,8), при чем 8 блок введен в разработку в последние годы, а 6 и 7 блоки практически не разрабатываются. Наиболее выработанными являются 1,2,3 блоки, по которым отобрано соответственно 85,97%, 93,17%, 98,48% от НИЗ. 4 и 5 были введены в активную разработку позднее первых трех и по состоянию выработанности ниже, по ним отобрано соответственно 61,89%, 50,59%, от НИЗ. По 6,7,8 отобрано 15,72%, 3,63%, 21,51%.
Анализ состояния выработки запасов по пластам бобриковского горизонта, проведенный "ТатНИПИнефть" показывает, что в соответствии с характером заводнения коллекторов, в условиях высокой литологической связанности пластов выработанность запасов нефти увеличивается сверху-вниз. Установлено, что пласт Б4 в разработке не участвует, ввиду особенностей своего геологического строения. Анализ состояния выработки запасов по пластам показал, что в соответствии с состоянием завонения коллекторов выработанность запасов увеличивается сверху вниз от 57,7% по пласту Б3 до 89,1% по пласту Б1. В целом по горизонту определяющей в добыче нефтиявляется нефтяная зона, на которую приходится 84,7% общей добычи и из которой отобрано 68,8% от начальных извлекаемых запасов, что обусловлено высокой эффективностью линейной системы ее разработки.
- поддержание пластового давления осуществляется путем разрезания залежи на блоки, система заводнения в целом является эффективной и обеспечивает достаточно высокие темпы разработки, применение циклики повышает эффективность заводнения;
- закачка ПАВ в условиях данного месторождения экономически не оправдался; от закачки АСК эффект получен, но технология экологически опасна; воздействие на пласт с помощью гидравлического разрыва показало высокую оценку, но технология проведения достаточно дорогостоящая и связана с экологической опасностью требующая особо тщательного анализа для дальнейшего использования, закачка ОЭЦ показала высокую эффективность, применение технологии надо продолжать.
Исходя из текущего состояния, дальнейшая разработка Сабанчинского месторождения должна быть направлена на решение следующих задач:
а) разбуривание и вовлечение в разработку невовлеченных и трудноизвлекаемых запасов (5,6,7,8 блоки, ВНЗ, линзы и тупиковые зоны);
б) совершенствование системы ППД для широкого внедрения метода циклической закачки с переменой направления фильтрационных потоков;
в) увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет внедрения новых физико-химических методов (СПС).
Анализ показателей разработки Сабанчинского месторождения приведен в таблице 2.. Как видно из таблицы 2 максимальный уровень добычи нефти был в 1982 году и составил - 1565,29 тыс.т.
Бобриковский горизонт разрабатывается с применением законтурного и линейного заводнения. Разрезающими рядами нагнетательных скважин месторождение разделено на 8 блоков. Внутри блоков формируется более компактные зоны стягивания.
За 2010 год через нагнетательные скважины в бобриковский горизонт было закачано 4321,116м3 воды, при компенсации отбора закачкой 111,6%. Накопленная закачка воды составила 84338,614тыс.м3, а компенсация отбора закачкой 103,5%. Пластовое давление на 1.01.01. равно 10,8МПа. Надо отметить, что в течение последних 10 лет пластовое давление стабильно, составляет 10,1...10,9 МПа и отличается от начального значения на 10...15.
4. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойнойзоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны скважины, в результате чего увеличивается средняя проницаемость пласта в зоне распространения трещин и значительно улучшается условия притока жидкости. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает повышение давления на забое. При достижении давления, превышающее гидростатическое примерно в 1,5-2 раза, расширяются естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жидкостью.
Гидравлический разрыв пласта применяют для:
-увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательныхскважин;
-регулирование протоков и приемистости по продуктивной мощности пласта;
-создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.
Различают три основных вида процесса ГРП:
При однократном разрыве предполагается создание одной трещины в продуктивной мощности пласта, многократном - образование нескольких трещин по всей вскрытой мощности пласта. При направленномгидроразрыветрещины образуются в заранее предусмотренных интервалах мощности пласта.
По прибытию на скважину все необходимое оборудование устанавливается по схеме, показанной в приложении данного раздела. После установки оборудования, сборки нагнетательной линии, производится опрессовканагнетательной линии скважины. Опрессовка служит проверкой для собранной линии высокого давления. После опрессовки, если все в порядке с линией нагнетания, происходит процесс ГРП.
Далее определяют глубину забоя скважины, промывают ее для удаления пробки и загрязняющих отложений. Затем скважину исследуют на приток. Иногда для снижения давлений разрыва и повышения эффективности процесса применяют гидропескоструйную перфорацию, солянокислотную обработку скважин или перестрел отверстий фильтра. Затем в скважину на НКТ спускают пакер с якорем устанавливают его верхних отверстий фильтра, а устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегатыдля нагнетания в скважину жидкости разрыва.
Сам процесс ГРП можно разделить на три стадии:
1 создание трещины. Чтобы создать трещину в пласте, необходимо увеличить фактор разрыва пород. Это достигается закачиванием в пласт определенного раствора в темпе, более быстром, чем тот при котором пласт мог бы принять. Давление закачиваемой жидкости увеличивают до тех пор, пока не возрастают силы сжатия в пласте, и порода не разрывается;
2 поддержание ее в открытом состоянии. Когда появляется трещина, в раствор добавляют проппант, который потоком жидкости уносится в нее. Концентрация проппантабудет возрастать пока не обеспечит хорошую герметичность трещины. Когда процесс закончен, давление снижается, проппант удерживает трещину в открытом положении и проводит пластовые жидкости;
3 откачка из скважины раствора ГРП. Прежде, чем начать добычу нефти из скважины после ГРП, следует откачать раствор, применявшийся для ГРП. Из раствора ГРП необходимо извлечь загущающиеся добавки. Глубинные температуры могут превратить этот раствор в пар, тем самым, облегчая его извлечение. Все загущенные растворы, закачиваемые в скважину, имеют точку разрыва, поэтому важно следовать схеме.
Подбор кандидатов на ГРП осуществляется по следующим критериям:
- расстояние до ближайшей нагнетательной скважины не менее 250 м;
- обводненность скважины не должна превышать 70% - для скважин, перфорированных в каналы, и 50% для скважин, перфорированных в региональные пески;
- хорошее состояние цемента выше и ниже интервала перфорации 10 м;
- толщина глинистой перемычки до ближайшего обводненного пласта не меньше 4-6 м;
Многократный поинтервальный гидравлический разрыв с применением закупоривающих материалов проводят следующим образом. Вначале проводят гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью вводят вещества, временно закупоривающие образовавшиеся трещины или перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это приводит к повышению давления и разрыва пласта в другом интервале. После этого в скважину вместе с жидкостью вводят закупоривающие материалы и добиваются разрыва в новом интервале. Таким образом осуществляют двух-трехкратный разрыв пласта. При освоении скважины закупоривающие вещества либо растворяются в нефти (нафталин) и удаляются из трещин, либо выносятся потоком жидкости на поверхность (шарики из пластмассы).
Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным ТатНИПИнефти при плотных породах рекомендуется (при вскрытой мощности пласта не более 20 м) жидкость разрыва брать из расчета 4-6 м 3 на 1 м. мощности пласта. При вскрытой мощности пласта более 20 м. - на каждые 10м мощности количество жидкости разрыва должно быть увеличено на 1 -2 м 3 .
Для слабосцементированных рыхлых пород количество жидкости разрыва должно быть увеличено в 1,5-2 раза по сравнению с предыдущим.
Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, заключающийся в создании высокопроницаемых каналов фильтрации путем заполнения образовавшихся в пласте трещин песком или каким-либо другим наполнителем.
Вертикальная трещина, образовавшаяся в пласте, распространяется вверх, вниз и в глубину пласта. Развитие трещины вверх и вниз происходит в пределах проницаемой части пласта и ограничивается покрывающими и подстилающими продуктивный пласт породами, имеющими, как правило, более высокие показатели прочности (градиенты разрыва).
После закачки необходимого объема песка в пласт процесс нагнетания прекращают (останавливают насосные агрегаты), давление в трещине уменьшается, и под действием сжимающего горного давления происходит смыкающие трещины. Однако полного смыкания трещины не происходит из-за наличия в ней песка.
Технология ГРП включает следующие операции: перфорация; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; проведение теста, для корректировки закачки основного агента; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования, освоение скважины и пуск скважины в работу.
Подготовка жидкостей ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, емк
Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение Кот Ворюга 4 Класс
Как Научить Ребенка Писать Сочинение
Контрольная Работа Алгебра 1 Четверть
Орудия Труда Реферат
Рефераты: Уголовное право, уголовный процесс
Реферат: Судьба умного человека в России. Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинение Про Образ Чацкого Горе От Ума
Курсовая Работа На Тему Пути Повышения Качества На Предприятии
Реферат: Electronic Monitoring Today Essay Research Paper Electronic
Реферат: The Sexual Enlightenment Of Children
Реферат: Налог на имущество юридических лиц
Дипломная работа по теме Определение йодида и бромида в растворах методом потенциостатической кулонометрии
Реферат: Понятие и виды ран. Оказание первой медицинской помощи
Реферат: Analysis Of Swift
Реферат по теме Лидерство, воспитывающее последователей
Контрольная работа: Учетные записи при нормативном методе учета затрат
Доклад: Изучение социальной структуры в России в начале XX века
Эссе На Социальную Тему
Курсовая работа по теме Архитектурный проект трёхэтажного жилого здания
Основы Научных Исследований Темы Рефератов
Выбор рациональных технических средств и технологий бурения разведочных скважин в Зирабулакской ГРЭ - Геология, гидрология и геодезия диссертация
Концепции современного естествознания - Биология и естествознание контрольная работа
Уникальное озеро Байкал - География и экономическая география презентация