Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

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.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.05.2015
Размер файла 458,5 K

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.

При эксплуатации скважин ШГН (штанговый глубинный насос) в скважину опускается на штангах и НКТ (насосно - компрессорные трубы) штанговый глубинный насос, который поднимает жидкость на устье скважины, далее поступающей в АГЗУ. На устье скважин эксплуатирующихся ШГН располагается станок качалка, который приводит в действие глубинный насос.

При эксплуатации скважин ЭЦН (электроцентробежный насос) в скважину опускается на НКТ электроцентробежный насос, который поднимает жидкость на устье скважины.

п/п

Наименование показателей

Един.

изм.

на 1.01.2001г.

на

1.01.2002 г.

1

Общий фонд:

скв.

360

396

2

в.ч. Нефтяные:

Эксплуатационный, из них:

ЭЦН

ШГН

Фон.

Действующий

Бездействие

Дающие продукцию, из них:

ЭЦН

ШГН

Фон.

Консервация

Пьезометр

Ликвидированные

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

260

192

134

55

3

177

14

166

131

33

2

42

23

3

284

218

150

52

16

191

17

187

148

36

3

37

20

9

3

в т.ч. Нагнетательные:

Эксплуатационный

под закачкой

Действующий

Бездействие

Консервация

Ликвидированные

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

скв.

91

80

75

77

3

11

0

100

89

88

88

1

10

1

4

в т.ч.Водозаборные:

Эксплуатационный, из них:

дающие воду

скв.

скв.

скв.

9

9

5

12

12

6

4. Техническая часть

4.1 Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике

Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35-40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансовых в балансовые.

Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода:

практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;

в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;

трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;

для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины - вертикальная;

показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному.

Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть включен к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП;

- значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента.

4.2 Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части.

Наземное оборудование:

установки подъемные;

насосные установки;

пескосмесительные установки;

автоцистерны;

блок манифольдов;

станция контроля;

устьевая арматура.

Установки подъемные предназначены для спуско-подъемных операций

связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП.

Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта.

Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано - жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пласта.

Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта.

Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП.

Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину.

Устьевая арматура предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП.

Подземное оборудование :

насосно - компрессорные трубы;

пакер.

Насосно - компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости

разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.

Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта.

4.3 Состав комплекса специальной техники, применяемой СП “Катконефть”

На Когалымском месторождении ЗАО ЛУКОЙЛ АИК 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 пропанта, и управляется дистанно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от -30 до +50*С.

Комплект оборудования для производства ГРП :

Блендер - МС-60.

Насосные установки - FS-2251.

Сандтрак ( песковоз ).

Компьютерная станция.

Транспортер блока манифольда.

Манифольд.

Резервуары.

Скважина.

4.4 Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП

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. 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.

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 типа “Омегаматик”, спускаемый в скважину на НКТ 3”.

4.5 Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП

4.5.1 Жидкости, применяемые при ГРП

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: жидкость разрыва,

жидкость - песконоситель и продавочная жидкость.

а) Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

б) Жидкость - песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть нефильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

в) Продавочная жидвость - применяется для продавки из насосно -

компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Для гидроразрыва пластов на Когалымском месторождении рабочей жидкостью является нефтяная гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 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: бактерицид; неэмульгатор; стабилизатор глин; САТ-НС-2 геллянт - 6-8 л/м3; САТ-НС-Act активатор - 4-5 л/м3; брейкер HGA-B - 1,2 кг/м3. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0 г/см, рН = 7, вязкость 150-350 кПа*с.

4.5.2 Пески, применяемые при ГРП

В процессе гидравлического разрыва пласта на Когалымском месторождении применяется искусственный песок - пропант, 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 пропанта не обнаружено.

5. Специальная часть

5.1 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта

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 глубокопроникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые ( до 0,05 мкм ), 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 разрывы 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.

5.2 Описание технологии ГРП

5.2.1 Геофизические работы перед ГРП

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

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 лифт (ЛМ), влагометрию (ВГ), барометрию. Данные ГК и ЛМ служат для точной привязки к разрезу.

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

Работающих интервалов пласта с помощью термограмы, термоиндуктивной и механической дебитометрии;

Продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановление уровней;

Дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида.

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

После выдачи заключений данных геофизического материала производит спуск 3`` НКТ высокопрочных (Р мах фи =70 МПа) с пакером и установку (посадку) пакера выше интервала перфорации.

Для каждой конкретной скважины рассчитывают количество жидкости разрыва и расклинивающего агента.

К жидкости разрыва предъявляются сложные требования.

Это, минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины и т. д.

5.2.2 Технология проведения ГРП включает в себя следующие основные этапы

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

б) расчитываются параметры ГРП: объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и подаваемой жидкости;

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

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

д) после разрыва пласта в скважину подается жидкость-песконоситель;

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

В качестве жидкости разрыва используются жидкости, не отличающиеся от пластовых. Так, в нефтяных скважинах применяют нефть, а в нагнетательных - воду. С целью снижения фильтрующих свойств и повышения расклинивающего эффекта, вязкость жидкостей разрыва может быть увеличена добавкой различных загустителей.

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.

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.

5.2.3 Основные виды процесса ГРП

В практике ГРП получили применение три основных вида процесса: поинтервальный, многократный и глубоко проникающий.

Поинтервальный ГРП предполагает направленное воздействие давления на один из пропластков или пластов многопластовой залежи при исключении воздействия на другие.

Одним из способов является изоляция выбранного интервала двумя пакерами. Существуют методы перекрытия нижних пластов засыпкой песком.

Есть технология, заключающаяся в предварительной закачке в скважину полиэтиленовых шариков, которые устремляясь в более проницаемые пласты, закупоривают их фильтры. В дальнейшем при ГРП открытым остается пласт с меньшей проницаемостью.

Многократный ГРП состоит в последовательном разрыве нескольких пропластков путем поочередного перекрытия образовавшейся трещины в области фильтра полиэтиленовыми шарами, нагнетаемыми потоками жидкости.

Глубокое расклинивание микротрещин предполагает закачку в пласт жидкости, содержащей закрепляющий агент и разносящей его по сети естественных микротрещин. При этом необходимо, чтобы жидкость-носитель обладала достаточной вязкостью, имела слабые фильтрующие свойства и была способна к последующему саморазрушению. Такой жидкостью является нефтекислотная эмульсия, приготавливаемая на основе нефти и включающая в себя соляную кислоту, различные ПАВ, синтетические жирные кислоты. С помощью последних регулируется срок распада эмульсии.

5.3 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к ГРП

После подъема подземного оборудования из скважины, в нее спускают перо-воронку с шаблоном для промывки и шаблонирования эксплуатационной колонны. После чего, на скважине производят геофизические исследования для определения технического состояния пласта, профиля приемистости, состояния эксплуатационной колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной. При положительном результате геофизических работ в скважину спускают скрепер для проработки интервала посадки пакера (30-40 м). После чего, скважину промывают и поднимают скрепер. Спуск пакера производится на НКТ - 3” с герметизацией резьб и перо-воронкой на НКТ - 2” длиной 10 метров. Проводят геофизические работы по привязке пакера. После этого меняется объем в НКТ на воду или нефть и производят посадку пакера по результатам ГИС. При посадке пакера выполняется перемещение НКТ вверх на высоту над устьем пропорционально глубине посадки пакера ( ~0,1% от глубины посадки пакера). Прибор ГИВ покажет вес колонны НКТ. Затем, медленно опуская подвеску до устьевой головки, устанавливаем по показаниям прибора минимальный вес (стрелка прибора должна находиться в устойчивом положении). Последний раз перемещаем подвеску вверх до максимального значения веса и производим поворот колонны НКТ по часовой стрелке с одновременным медленным опусканием вниз. Показания прибора ниже минимального веса указывают на то, что автозахват пакера вышел из транспортного положения и пакер раскрылся. Вращение колонны НКТ прекращается. Медленно производим опускание колонны НКТ вниз до устьевой головки, наблюдая за показаниями прибора. Для гарантированной работы пакера требуется разгрузка на него колонны НКТ не менее 6-ти тонн. Далее, монтируется устьевая арматура и опрессовывается затрубное пространство на 120 атмосфер. Демонтируется подъемный агрегат и планируется площадка для проведения ГРП.

5.4 Наземные операции и технология проведения ГРП СП “Катконефть”

Перед началом работ по гидроразрыву пласта на территорию куста завозятся 2 емкости объемом по 40 м3, заполненных пресной водой. Растанавливают оборудование для проведения гидроразрыва пласта:

4 насосных агрегата FC-2251;

1 смеситель МС-60;

1 блок манифольда IS-200;

1 песковоз;

1 станцию контроля;

1 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 - 6-8 л/м3;

САТ-НС-Асt - активатор - 4-5 л/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 кПа*с.

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

Все насосные агрегаты управляютсяодним оператором из станции контроля. Управление подачей проппанта производится компьютером пескосмесительного агрегата. В станцию контроля на центральный процессор по шести каналам передаются следующие параметры ГРП:

давление на НКТ;

давление на затрубье;

скорость потока жидкости;

концентрация пропанта;

расход кросслинкера;

подача проппанта.

Сам процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов:

* Закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин: увеличивая темпы нагнетания жидкости, снимает зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси.

Если коэффициент приемистости (отношение расхода жидкости к давлению нагнетания) 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.

скорость потока жидкости;

концентрация пропанта;

расход кросслинкера;

подача проппанта.

После продавки песка в пласт и остановки агрегатов скважину закрывают.

5.5 Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после ГРП.

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 течение 12 часов (время, за которое происходит разгеливание жидкости разрыва). 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. 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 пасадки пакера и делаем выдержку 15-20 мин. с 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 спускается в скважину глубинное насосное оборудование и запускается скважина в работу.

5.6 Расчет основных параметров ГРП

Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

-расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для проведения ГРП;

-определение вида трещины и расчет ее размеров.

Расчёт параметров ГРП в СП “КАТКонефть” производится по программе трёхмерного моделирования «Meyer»

Для возможности сравнения ручных расчетов и программных, рассчитаем параметры гидроразрыва по методике Мищенко И.Т. и сравним их с программными.

Расчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

1.) расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;

2.) определение вида трещин и расчет ее размеров;

1. Для расчёта забойного давления разрыва пласта Рраз. при использовании нефильтрующейся жидкости можно воспользоваться следующей формулой:

Рраз = Рг.в. - Рпл + G

где Рг.в.- вертикальная составляющая горного давления;

Рпл. - пластовое давление;

G- сопротивление горных пород;

2. Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления по формуле:

Рг.в.=сп*h*Нскв.*10-6 , где

сп - плотность горных пород = 2600 кг/м3;

h - мощность пласта;

Нскв. - глубина скважины;

3. Горизонтальная составляющая горного давления вычисляется по формуле:

Рг.г=Рг.в. * н / ( 1- н ) , где

н - коэффициент Пуассона горных пород (н = 0.2 - 0.3);

4. При закачке жидкости песконосителя давление на скважине можно рассчитать по формуле:

Ру=Рраз-сж.п*g*Нскв*10-6+Ртр`

где сж.п. - плотность жидкости -песконосителя, кг/м3:

сж.п. = с `ж.п.*(1-Вп) + сп.*Вп

где с `ж.п.- плотность жидкости используемой в качестве песконосителя, (кг/м3);

сп - плотность песка, кг/м3 (сп =2500 кг/м3);

Вп - обьемная концентрация песка в смеси

где Сп - концентрация песка в 1 м3 жидкости (кг/м3), (Сп = 250…300 кг/м3);

Ртр' - потери давления на трение жидкости- песконосителя:

Ртр'=8* л* Q2* Нскв.* сж.п/(р2* dвн5)

л- коэффициент гидравлического сопротивлений определяется по формуле:

л=64/Re , где

Rе - число Рейнольдса, определяется по формуле:

Re = 4*Q*сж.п/(р*dвп*wж.п.) , где

Q - темп закачки (м3/с);

wж.п. - вязкость жидкости с песком, Па*с и определяется по формуле:

wж.п. = w'ж.п. *ехр(3,18*Вп) , где

w'ж.п. - вязкость жидкости разрыва, используемой в качестве песконосителя, Па*с;

Если число Re больше 200, то потери давления трения увеличиваются в 1,52 раза и определяются по формуле:

Ртр = 1,52*Р'тр , где

Р'тр - потери давления на трения жидкости -песконосителя;

5.Для определения необходимого числа насосных агрегатов используем формулу

N = (Ру*Q)/(Pp*Qp*Кт.с.) + 1 , где

Ру - давление на устье;

Рр - рабочее давление агрегата;

Qр - подача агрегата при данном Рр;

Кт.с. - коэффициент технического состояния агрегата (Кт.с.=0,5..0,8);

6. Необходимый объём продавочной жидкости (при закачке в НКТ)

Vп=0,785*d2вн.* Нскв. , где

dвн - внутренний диаметр НКТ;

Нскв - глубина скважины;

7. Объём жидкости для осуществления гидроразрыва ( жидкость разрыва и жидкость- песконоситель)

Vж.=Vп/Cп

где Vп- обьем песка, т;

Сп - концентрация песка, кг/м3 (Сп = 250…300 кг/м3);

8.Определяем время проведения ГРП по формуле:

Т=(Vж. Vп.)/Qр Wo=(4*(1-н2)*L*(Рзаб.р.-Рг.г.)) / Е (5.26. ), где

н - коэффициент Пуассона горных пород;

Рзаб.р - давление разрыва;

Рг.г. - горизонтальная составляющая горного давления;

Е - модуль упругости пород, равный 1*104 Мпа;

10. Длина трещины определяется по формуле:

где Vж - обьем жидкости разрыва и жидкости песконосителя;

h - вскрытая часть пласта;

5.6.1Расчет 2БС11 на скважине 1035/28 Когалымского месторождения

Глубина скважины -2762м.

Интервал перфорации - 2679,3 - 22701,3,

Вскрытая часть пласта - 7,0м.

ГРП проводят на НКТ с пакером, внутренний диаметр НКТ-dвн= 0,076 м.

В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя исп. нефтяную гель:

Плотность сж = 756 кг/м3

Вязкость wж= 0,285 Па*с

Предполагается закачать в скважину 15 т. песка

Темп закачки: используется агрегат FC-2251, при работе на 3 скорости подачи 0,032 м3/сек.

Пластовое давление - 170 атм.

Расчет:

1. Рассчитываем по формуле вертикальную составляющую горного давления: Рг.в.=2600*7,0*2762*10-6 =44,4 мпа

2. Рассчитываем по формуле горизонтальную составляющую горного давления: Рг.г.=44,4*(0,3/(1-0,3))= 19,0 мПа

3.Рассчитываем по формуле давление разрыва:

Рраз. = 44,4 - 17,0 + 1.5 = 28,9 МПа

4.По формуле рассчитываем объемную концентрацию песка:

(принимаем Сп =275 кг/м3) Вп= (275/2500)/(275/2500+1) = 0,099

5. Плотность жидкости- песконосителя рассчитывается по формуле:

сж.п. = 756*(1-0,099)+2500*0,099 = 773кг/м3

6. Вязкость жидкости разрыва с песком рассчитываем по формуле

wж.п. = 0,285ехр(3,18*0,099) = 0,392 Па*с

7. Число Рейнольдса определяется по формуле

Rе=(4*0,032*773)/(3,14*0,076*0,392)= 1098

8. Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле л=64/1098=0,05

9. Потери на трение рассчитываются по формуле

Ртр/.=8*0,05*0,0322*2762*1098/(3,142*0,0765) = 21,3 мПа

10. Если число Rе больше 200, то потери давления на трение увеличиваются в 1,52 раза и рассчитываем по формуле

Ртр.=1,52*21,3. = 32.3 мПа

11.При закачке жидкости песконосителя давление на устье скважины рассчитываются по формуле (5,4)

Ру=28,9- 1098*7*2762*10-6+32,3= 40 мПа

12. Для определения необходимого числа насосных агрегатов используем формулу

При работе агрегата FC-2251 на 4 скорости подача 0,032 м3/с

Рр. давление на агрегате FC-2251- 105мПа

Qр. подача на агрегате FC-2511- 0,04м3/с

N=(40*0,032)/(105*0,04*0,2)+1=2,5 = 3 агрегата

13. Необходимый объем продавки рассчитывается по формуле

Vп.=0,785*0,0762*2762=12,6м3

14. Объем жидкости песконосителя при концентрации в ней песка рассчитывается по формуле Vж.=6,1/0,250=24,4 м3

15. Определяем время проведения ГРП по

Т=(30+12,6)/1,9=35мин.

16. Для определения длины трещины используем формулу

L=(54,5*104)/(5,6*(1-0,3)2*7*(28,9-19))1/2= 286 м

17. Для определения ширины трещины используем формулу

Wo=(4*(1-0,32)*69*(28,9-19))/104= 2,5мм.

Программные результаты параметров трещины:

Длина трещины (одно крыло) - 124 (м)

Ширина трещины - 4.4 (мм)

Давление разрыва -75 МПа.

Результаты расчетов по методике Мищенко И.Т. отличаются. При расчете по программе больше вводимых параметров, более точнее учитываются свойства пород, жидкости. Также при расчете по программе меньше округлений вводимых данных и получаемых, чем при ручном расчете. Методика Мищенко И.Т. позволяет увидеть картину гидроразрыва в общем: параметры влияющие на гидроразрыв, взаимовлияние этих параметров. Методика Мищенко И.Т. хороша для изучения ее, именно как пример расчета. На производстве лучше применять программный расчет параметров гидроразрыва.

5.7 Диаграмма основных показателей ГРП

Ниже на рисунке представлена диаграмма основных показателей процесса ГРП, которые контролируются из станции управления ГРП с помощью двух компьютеров.

Контролируемые параметры:

давление ГРП;

давление затрубного пространства;

расход проппанта;

расход жидкости разрыва;

Все эти параметры записывает компьютер и в конце процесса ГРП делает распечатка на бумаге. После окончания ремонта по освоению скважины распечатки по контролю за параметрами ГРП сдаются в цех добычи вместе со всеми другими документами. И эти распечатки хранятся в деле скважины в

геологическом отделе ЦДНГ.

С помощью этой компьютерной техники сам процесс ГРП становится «прозрачным», его можно легко проконтролировать и своевременно замечать все отклонения от расчета разрыва пласта и наряд-задания на весь процесс ГРП (см. рис.. ).

5.8. Определение интервалов продуктивной мощности после ГРП

Интервалы продуктивной мощности, в которых образовались трещины, на практике определяют двумя методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или другого гранулированного материала, используемого при гидроразрыве пласта.

Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость-песконоситель при завершающей стадии закрепления трещины. Сравнением результатов гамма-каротажа, выполненного до и после ГРП, обнаруживается место скопления активированного песка. Против зоны разрыва фиксируется повышенное значение интенсивности гамма-излучения.

Второй метод, он чаще применяется в практике, основан на сравнении результатов глубинных измерений дебитомерами или расходомерами, осуществленных до и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в скважине можно судить о зонах образования трещин.

5.9 Анализ эффективности ГРП

На 01.01.02г. на Когалымском месторождении проведено 15 ГРП по добывающим скважинам. Объем дополнительной добычи нефти составил 101,103 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 5,2 раза. Успешность проведения ГРП - 100 %.

Расчетная продолжительность эффекта - от 4 до 7 лет.

На сегодняшний день для ТПП " Когалымнефтегаз " не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имеющего столь высокую технико-экономическую эффективность, 29% обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта. Основной объем обработок пришелся на центральной части залежи, характеризующиеся малым притоком из пласта при опробовании и заниженным дебитом по сравнению с окружением.

Можно отметить, что абсолютная эффективность метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах. При среднем дебите нефти до обработки 7,9 т/сут., прирост дебита по отдельным скважинам достигал 60 т/сут. Из распределения видно, что доля успешных обработок составила 100% . На рисунке показано распределение относительного прироста дебита нефти и воды до и после ГРП.

Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины. Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит.

Применение метода позволит так же значительно улучшить эксплуатационные характеристики скважин после обработок. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны.

К техническим показателям процесса разрыва можно отнести:

--достигнутые давления,

-объем продавленного в пласт закрепляющего трещину материала

-используемые жидкости разрыва.

Проведенный анализ показал, что эффективность ГРП зависит от множества факторов, главным из которых являются:

- пространственная ориентация и геометрические размеры трещины;

- эксплуатационная характеристика скважин до ГРП;

- характеристика призабойной зоны пласта;

- характеристика пласта: степень неоднородности, объем слабо- дренируемых запасов, характер распределения песчаных прослоев.

6. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

6.1 Анализ экологической ситуации на ТПП «КНГ»

Деятельность природоохранной службы ТПП "КНГ" осуществлялась на основании "Закона об охране окружающей среды" и других нормативно-правовых актов и была направлена на уменьшение загрязнения земель, атмосферы, поверхностных и подземных вод. Работы в данном направлении велись на основании Программы экологической безопасности предприятий ОАО "ЛУКОЙЛ" и разработанных мероприятий по экологической безопасности предприятий ТПП "Когалымнефтегаз", согласованных с органами Госкомприроды.

Выбросы в атмосферу загрязняющих веществ:

- 1999 год составили 112195,2 тонн, что 22% меньше чем за этот же период

-19998 г. (143783,68тонн).

Это достигнуто за счет вывода из эксплуатации устаревшего оборудования.

Плата за загрязнение окружающей природной среды за 1999 год составила 506,96 т.р., она стала ниже на 209,573 т.р. чем за этот же период 1998 г. (716,53 т.р.) из-за проведения инвентаризации и разработки томов ПДВ, а также на основании расчетов по фактическим выбросам.

Одним из основных направлений охраны окружающей среды является повышение надежности систем и оборудования объектов нефтедобычи, а также защита от коррозии, т.к. потенциальный источник загрязнения окружающей среды - аварийные ситуации, возникающие в результате коррозии нефтепромыслового оборудования.

За 1999 год на месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз" произошло 5 аварий, из них по причине коррозии 4 аварии. Когалымским Межрайонным Комитетом по ООС предъявлено исков и штрафов на сумму 2 728 рублей.

Потери нефти при ее добыче и использовании практически неизбежны, при этом столь же неизбежен и ущерб, наносимый окружающей среде. Загрязнение территории и водных объектов начинается, как правило, при строительстве кустовых оснований. Однако самым серьезным фактором являются порывы нефтепроводов в процессе эксплуатации месторождений.

Общая площадь замазученности по ТПП "Когалымнефтегаз" на 1.07.99 года составляет 146,8 га.

Для ликвидации замазученности заключены договоры с фирмами ЗАО "Элита-Комплекс" , ЗАО «ЛУК-ТРАВИС Кемикалс», а также уборка замазученности велась собственными силами ТИП "Когалымнефтегаз". Всего за год рекультивировано и сдано Когалымскому комитету по ООС 101 га.

6.2 Мониторинг окружающей среды

Среди организационных и научно-исследовательских мероприятий на предприятиях ТПП "Когалымнефтегаз" налажен ведомственный лабораторный контроль за степенью загрязнения воды, почвы и атмосферного воздуха.

Экологический мониторинг за состоянием окружающей среды организован с помощью лаборатории отдела экологии УНИР, которая практически обеспечена необходимым количеством приборов для контроля за состоянием воздушного бассейна, почвы, водной поверхности и донных отложений рек и озер.

Согласно тематического плана лаборатории отдела экологии УНИР проводятся следующие мероприятия:

1)Определение фактического количества загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу для исключения превышения ПДВ ( отобрано 70 проб, проведено 324 исследования). Данные исследования представлены в НГДУ "ВН", "КН" и "ДН" для регулировки режимов горения котлов котельных.

2) Анализ речных вод по створам на полный химанализ (отобрано проб 153, проведено 3213 исследований).Данные исследования были представлены в НГДУ для принятия мер по предотвращению загрязнения рек нефтепродуктами.

В основном все автотранспортные предприятия оснащены дымомерами и газоанализаторами. Производится регулировка топливной аппаратуры.

Высокие требования, предъявляемые федеральным и региональным законодательством к охране окружающей среды, предоставляют нефтяникам возможность разработки новых методов и технологий, позволяющих не только увеличить сроки эксплуатации нефтепромыслового оборудования, но и уменьшить воздействие на окружающую среду и сэкономить природные ресурсы

7. Выводы и рекомендации по проведению ГРП на Когалымском месторождении

С учетом анализа имеющегося опыта и теоретических исследований ГРП рекомендуется проводить на разбуриваемых залежах в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами недостаточно эффективно вырабатываемых в настоящее время.

Перед проведением ГРП в этих зонах необходимо освоить (или усилить систему заводнения) и обеспечить давление, близкое к начальному пластовому давлению. Если возникают сложности с освоением заводнения и не удается обеспечить необходимую приемистость нагнетательных скважин, целесообразно проводить ГРП и в нагнетательных скважинах. ГРП проводят в первую очередь в добывающих скважинах в зонах стягивания контуров нефтеносности. Для ГРП следует выбрать безводные или мало обводненные скважины.

Кроме того, при выборе скважин для проведения ГРП необходимо учитывать также наличие экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше - и ниже расположенных пластов, толщиной не менее 8-10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 4-5 м. Необходимо, также, учитывать техническое состояние колонн и т. д.

Необходимо комплексное решение вопроса о выборе добывающих и нагнетательных скважин для проведения ГРП с вопросами совершенствования системы разработки и интенсификации системы заводнения залежи.

Скважины для проведения ГРП необходимо выбрать после проведения анализа выработки рассматриваемого участка, учитывая местоположение остаточных запасов нефти и величину пластового давления.

Резюмируя результаты анализа полученных в скважинах величин абсолютного и относительного прироста нефти; положения их на структуре относительно зон закачки, контура нефтеносности, активно-дренируемых или слабодренируемых участков; принадлежности к различным литотипам геологического разреза пласта; технологических показателей работ перед ГРП и т.д., можно отметить следующее:

1. В целом успешность проведения ГРП составляет около 95%. Следовательно вопрос о целесообразности дальнейшего расширения применения ГРП на Когалымском месторождении не вызывает сомнения.

2. Расчеты показали. что реализованные мероприятия ГРП обеспечили увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения на 0.6%. Это однозначно свидетельствует о том, что выбранная тактика проведения ГРП полностью соответствовала сложившейся системе разработки и существенно повысила ее эффективность.

3. Принципиального различия в эффективности проведения ГРП между скважинами вскрывшими монолитный и тонкослоистый пласты не установлено. В скважинах, где продуктивный пласт представлен монолитным коллектором абсолютный и относительный эффект даже несколько выше.

4. В условиях Когалымского месторождения величина обводненности продукции скважины перед проведением ГРП на технологическую эффективность этого мероприятия существенно не влияет. Тем не менее, при выборе скважин для проведения ГРП с обводненностью более 40% необходим более тщательный анализ.

5. При проведении ГРП в сравнительно высокопроизводительных скважинах кратность увеличения дебита ниже, но абсолютная величина прироста добычи нефти и стабильность эффекта во времени заметно выше, чем у низко дебитных.

6. Негативного влияния интерференции между подвергавшимися ГРП скважинами и окружающими их добывающими не выявлено. По всей видимости это объясняется сравнительно низкими коллекторскими свойствами пласта и несопоставимостью протяженности образовавшихся трещин с расстоянием между скважинами.

Таким образом, полученные выводы и рекомендации на данной стадии применения ГРП на Когалымском месторождении показали хороший результат. В дальнейшем, по мере увеличения объемов внедрения ГРП. рекомендации могут быть спроектированы.

Список используемой литературы

1. «Методические указания по оформлению курсовых работ для студентов

заочного обучения специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»». Тюмень.1997г.

2. «Технологическая схема разработки Когалымского месторождения»

Уфа. БашНИПИнефть.1998г.

3. Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Москва.Недра.1973 г.

4. «Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений». Тюмень. 1987г.

5. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД 39-01 / 06-0001-89.

6. Панов Г.Е., Лысяный Г.Н. «Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности». Москва. Недра. 1986 г.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.