Анализ эффективности механических методов для добычи нефти
Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Режим, залежи, особенности конструкции скважин. Факторы, ухудшающие проницаемость ПЗП. Методы, применяемые для увеличения производительности скважины.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 26.06.2010 |
| Размер файла | 89,3 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.
Министерство образования и науки РТ
Лениногорский нефтяной техникум
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Анализ эффективности механических методов воздействия на ПЗП на примере ГРП в условиях ЛУПНП и КРС
2006
Содержание
1. Введение
2. Исходные данные
2.1 Орогидрография
2.2 Тектоника
2.3 Стратиграфия
2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
2.6 Режим залежи
2.7 Конструкция скважин
3. Технологический раздел
3.1 Факторы, ухудшающие проницаемость ПЗП
3.2 Методы, применяемые для увеличения производительности скважины
3.3 Выбор скважины для ГРП
3.4 Сущность метода ГРП
3.5 Оборудование, применяемое для ГРП
3.6 Материалы, применяемые при ГРП
3.7 Технология проведения процесса ГРП
3.8 Расчёт процесса ГРП
3.9 Освоение скважины после ГРП
3.10 Анализ эффективности ГРП
3.11 Выводы и предложения
4. Охрана труда и противопожарная защита
4.1 Охрана труда и техника безопасности при ГРП
4.2 Противопожарная защита
5. Охрана недр и окружающей среды
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в ЛУПНП и КРС
Список использованной литературы
1. Введение
Основные месторождения Республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции, закономерным снижением уровней добычи нефти. В настоящее время нефтяная отрасль в целом переживает достаточно неблагоприятную геолого-технологическую обстановку. Доля активных запасов не достигает и половины от общего объёма остаточных запасов, основная часть которых приходится на трудноизвлекаемые запасы (ТИЗ).Поэтому эффективная разработка ТИЗ сегодня рассматривается как ресурсная основа текущего и, особенно, перспективного развития нефтяной индустрии Республики.
На данном этапе ставится задача стабилизации уровня добычи нефти на достигнутом уровне в течение длительного времени (20-25 лет). В настоящее время в разработку вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчленённым коллекторам, Западно-Лениногорская площадь Ромашкинского месторождения является одним из подобных месторождений с такими характеристиками. Эксплуатация данной площади традиционными методами не рентабельна. В данной работе сделана попытка показать, как месторождение может оказаться рентабельным, если подобрать существующие новые технологии разработки и новые методы повышения коэффициента нефтеизвлечения. Одним из эффективных методов продуктивности скважин и увеличения темпов отбора нефти, является гидравлический разрыв пласта.
2. Исходные данные
2.1 Орогидрография
Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями. В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.
Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров- Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7- 14,4 С. Наиболее теплым месяцем является июль 18- 19 С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С. Максимальная летняя температура достигает +38 С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм ). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.
По площади проходят автомобильные дороги, соединяющие города Бугульму, Альметьевск, Лениногорс и промысловые дороги. В административном отношении Западно-Лениногорская площадь расположена на землях Бугульминского иЛениногорского госплемптицзавода, совхоза «Подлесный», совхоза «Путь к коммунизму», колхоза имени Калинина Лениногорского района. Западно-Лениногорская площадь с трех сторон охватывает город Лениногорск, граничит с Юго-Ромашкинской площадью. Кроме города Лениногорска на площади расположены деревни Дурасово, Верхний Каран, Тимяшево и Ромашкино.
2.2 Тектоника
Наиболее древними образованиями, которые вскрыты скважинами, являются породы Кристаллического фундамента, возраст которых определен как - архейский. Сложены они либо метаморфизованными породами, либо изверженными породами, внедрившимся в толщу гнейсов.
В состав осадочной толщи Ромашкинского месторождения входят отложения Девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Породы палеозойского осадочного комплекса залегают на метоморфизованном первично-осадочном кристаллизованном фундаменте.
Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяного месторождения предоставлены двумя отделами - средними и верхними.
2.3 Стратиграфия
Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к крупной структуре платформенного типа - Южному куполу Татарского свода. Эта структура четко прослеживается по поверхности кристаллического фундамента, а также по маркирующим поверхностям девона и карбона.
В пределах площади изучение тектоники проводилось по структурной карте, построенной по кровле пашийского горизонта. Абсолютные отметки этой поверхности колеблются от 1955м на севере площади.
Общая картина моноклинальности осложняется отдельными небольшими выступами в субмеридиальном направлении. Из них важнейшие прогибы на западной границе площади. С запада выступ ограничивается прогибом по линии скважин 2094 - 6444, на востоке он постепенно переходит в моноклинальный склон. Меньшие размеры имеют выступ в юго-восточной части площади. Все перечисленные структуры являются по отложению к моноклинальному склону в пределах площади структурами 2-го подряда.
Из структур 3-го подряда можно отметить небольшие выступы и прогибы осложняющие структуры 2-го подряда, имеющие обычную форму, близкую к изотермической и зафиксированы в 2-х скважинах.
Структурные планы продуктивных пластов горизонты Д1 (а; б1; б2; б3; в; г; д) в основном совпадают со структурным планом поверхности репера «верхний известняк». Расхождение в деталях объясняются особенностями составления структурных карт по поверхностям продуктивных пластов, когда стратиграфическая поверхность может местами заменяться литологической поверхностью.
2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка и зменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2, а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород.
Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.
Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б1 " до 3,8м. по пласту " б3 ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 - 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г1 " составляет 0,666 мкм2, а пласта " б3 " - 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.
Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.
Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г2 " отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.
Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.
Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть". Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.
Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.
Свойства пластовой нефти
Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3
Газосодержание, % 52,2-66,2
Суммарный газовый фактор, 50,0
Плотность, кг/м3 768,0-818,0
Вязкость, мПас 2,4-10,4
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, 128-1,196
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3 795,0-879,0
Компонентный состав газа
Азот + редкие
В т.ч. гелий, % 10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, % 18,93
Изобутан, % 1,74
Н.Бутан, % 4,36
Изопентан, % 0,67
Н.Пентан, % 0,65
Гексан, % 0,46
Сероводород, % 0,02
Углекислый газ, % 0,89
Плотность газа, кг\м3 1,2398
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252 - 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно - солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см3, вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.
2.6 Режим залежи
Разбуривание Западно- Лениногорской площади началось в 1962 году согласно технологической схеме разработки 1959 года с западной части по схеме 800Ч650 м.
В следующие годы разбуривание и ввод площади производится по отдельным участкам с одновременным бурением оценочных скважин на введенных в разработку зонах.
Эксплуатируется Западно-Лениногорская площадь в упруговодонапорном режиме. Напор вод создается путем искусственного нагнетания воды в 95 нагнетательных скважин. Первоначальное пластовое давление 175 атм; текущее- 170 атм; компенсация отбора жидкости- 0,5%. Зона депрессии, образовавшаясяв начале в непосредственной близости к забою скважин, постепенно распространяется на всю площадь и за ее пределы, вызывая упругое расширение все новых массжидкости - сначала нефти, а затем воды вытесняющей замещающей нефти.
На 1 января 2005 года пробурено всего463 скважин, из которых 401 по проекту эксплуатационных и 62 нагнетательные.
Эксплуатирующихся на нефть на 1 января 2005 года 393 скважины, в том числе 23 фонтанных, - 283СКН и 10 ЭЦН.
Средний дебит скважины по жидкости - 6,4 т/сут, по нефти 4,3 т/сут. В настоящее время остались не введенными в разработку низко продуктивные зоны.
2.7 Конструкция скважин
На Западно-Лениногорской площади скважины имеют следующую конструкцию:
Таблица 1. Конструкция скважин
|
Наименование обсадных колонн, мм |
Диаметр обсадных колонн, мм |
Глубина спуска, м |
Диаметр долота, мм |
Высота подъема цемента |
|
|
направление |
324 |
20 |
393,7 |
До устья |
|
|
Кондуктор |
245 |
300 |
295,3 |
До устья |
|
|
Экспл. колонна |
146 (168) |
1800 |
215,9 |
До устья |
Спуск направления на глубину 20м вызван необходимостью перекрытия
обваливающихся неустойчивых пород и подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривается, применение системы центраторов: наддолотными и надтурбобурный.
Бурение под кондуктор производится после спуска и цементажа направления с глубины - от 0 до 300 м. спуск 245 мм кондуктора на глубину 300м вызван необходимостью укрепления неустойчивости пород. Подъём цемента за кондуктором до устья.
Спуск -146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья 1800м. подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорное кольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования его разрушения при перфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20 скребков и интервалах возможного воды к продуктивной части разреза.
Рис. 1 Схема конструкции скважины
3. Технологический раздел
3.1 Факторы ухудшающие проницаемость ПЗП
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией-снижение проницацаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико-химическое состояние пласта.
Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.
Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающиеся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и наличием асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.
Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом,нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
3.2 Методы, применяемые для увеличения производительности скважин
По характеру воздействия на призабоную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные.
В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих паровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распрастраненым методом химического воздействия на призабойнаю зону пласта является солянокислотная обработка.
Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия- гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.
Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.
Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горногеологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.
Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.
Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материалам по рассматриваемому объекту.
3.3 Выбор скважин для ГРП
Для гидроразрыва пласта рекомендуют скважины следующих категорий:
а) Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;
б) Скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
в) Скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;
г) Скважины с загрязненной призабойной зоной;
д) Скважины с высоким газовым фактором;
е) Нагнетательные скважины с низкой приемистостью;
Нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.
Разрыв пласта не рекомендуется проводить:
а) В нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;
б) В скважинах, технически неисправных.
3.4 Сущность метода ГРП
Сущность ГРП состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.
Образованные в пласте новые трещины или открывшиеся и расширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удалёнными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяжённость трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.
Образовавшиеся в породе трещины шириной 1_ 2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают огромной проницаемостью; фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, имеющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливает увеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в несколько раз.
3.5 Оборудование, применяемое при ГРП
В работе используется следующее оборудование:
- насосная установка СИН- 31, предназначенная для нагнетания жидких сред при гидравлическом разрыве. Насосная установка состоит из силового агрегата, трехплунжерного насоса, пятискоростной планетарной коробки передач, манифольда и другого вспомогательного оборудования;
- насосные установки АНА- 105М. В процессе работы выявлен ряд недостатков комплекса, которые были устранены при приобретении агрегатов АНА- 105М, т.е. появилась возможность поднимать расход во время процесса до 4 м.куб/мин., увеличивать концентрацию по проппанту до 4 м.куб/мин., увеличивать концентрацию по проппанту до 1200 кг/м3, сократился расход топлива и т.д.
При производстве ГРП насосами СИН- 31 возникали определенные проблемы из-за поломок во время операции и при всей своей современности эти агрегаты не обеспечивают надежности и необходимой производительности в работе. На скважине 1946б во время процесса не смогли развить необходимый темп закачки из-за выхода из строя привода одного насоса и механической части второго насоса. В результате не выдержаны расчетные параметры, и как следствие получен преждевременный стоп. В процессе эксплуатации агрегатов были выявлены сложные поломки, которые отремонтировать своими силами не представлялось возможным. После каждого ГРП необходим длительный профилактический ремонт насосов.
В июле 2002 года введены в эксплуатацию два новых насосных агрегата АНА- 105М, которые полностью заменили агрегаты СИН- 31. За время работы эти агрегаты зарекомендовали себя с хорошей стороны.
- Манифольдный модуль на опорной раме IS- 320. Манифольд высокого и низкого давления. В комплект входят шланги высокого и низкого давления, арматура и другие вспомогательные принадлежности, необходимые для соединения всего соответствующего оборудования для ГРП;
- Смесительный агрегат на опорной раме MS- 60 (блендер). Агрегат включает в себя автоматическую систему управления смесителем с автоматическим управлением плотностью (автоматическим управлением добавлением химиката компании Stewart & Stevenson) и снабжен двойными трубопроводами на линиях всасывания и нагнетания для эксплуатации при низких и высоких расходах;
- Блок управления и сбора данных ES- 22ACD. В состав приборного оборудования входит вспомогательный центр управления по разрыву пласта и компьютерное оборудование для бортового сбора данных, рабочих расчётов и анализа, снабжена пультами дистанционного управления насосных агрегатов АНА- 150М;
- Арматура устьевая АУ- 700. Используется для обвязки устья скважины с насосными установками.
Манифольдный модуль IS- 320 обвязывается с арматурой устьевой двумя нагнетательными линиями.
Агрегаты СИН- 31 обвязываются с устьем скважины через манифольдный модуль IS- 320 и опрессовываются на 1,5 кратное ожидаемое давление, но не превышающее паспортное, на данное оборудование.
Смесительный агрегат MS- 60 обвязывается с манифольдным модулем IS- 320 и емкостями жидкости разрыва. Посредством своего центробежного насоса, блендер производит подачу жидкости разрыва и песка в приём насосных установок.
Контроль подачи жидкости и песка в скважину осуществляется на компьютерном блоке сбора данных и управления (модуль ES- 22ASD).
3.6 Материалы, применяемые при ГРП
Важнейшим фактором успешности процесса ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Современные технологические жидкости гидроразрыва должны обладать:
* достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большего раскрытия и эффективного заполнения проппантом;
* иметь низкие фильтрационные утечки для получения необходимых размеров при минимальных затратах жидкости;
* обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва;
* обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах;
* иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, то есть устойчивость структуры жидкости при сдвиге;
* легко выноситься из пласта и трещины после обработки;
* быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях;
* иметь низкую коррозионную активность;
* быть экологически чистыми и безопасными в применении;
* иметь относительно низкую стоимость.
С начала деятельности участка ГРП в Лениногорском УПНП и КРС было опробовано несколько видов жидкостей разрыва: водонефтяная эммульсия, состоящая из смеси нефти и пластовой воды; водонефтяная эмульсия на основе ЭМУЛЬТАЛа (разработка ТатНИПИнефть); 0,15% раствор КМЦ; 3% раствор ПАА, водный полисахаридный гель (на пресной воде).
Таблица 2. Применяемые жидкости разрыва
|
Жидкость разрыва |
Количество ГРП |
|
|
Водонефтяная эмульсия |
9 |
|
|
Раствор КМЦ |
1 |
|
|
Раствор ПАА |
2 |
|
|
Водонефтяная эммульсия с ЭМУЛЬТАЛом |
8 |
|
|
Водный полисахаридный гель |
141 |
На этих жидкостях было произведено 161 ГРП и 37 ГКРП.
Из них выполнено:
Таблица 3. Категории скважин
|
Категория скважин |
Количество значений |
|
|
Добывающие |
109 |
|
|
Нагнетательные |
89 |
По 3 нагнетательным скважинам и были опробованы вышеуказанные растворы KMЦ, и ПАА. 2 разрыва получились успешными, но в целом, как жидкости разрыва растворы показали себя очень плохо: слабая вязкость, неудовлетворительная пескоудерживающая способность, практическое отсутствие деструкции в пластовых условиях. На этих растворах было получено осложнение - песчаная пробка, которую ликвидировали при помощи установки "гибкая труба".
По водонефтяной эмульсии можно сказать, что у нее тоже малая вязкость, большая фильтрация, плохая пескоудерживающая способность, плохая деструкция в пласте. При подаче песка с концентрацией более 400кг/м3 агрегаты начинают стучать и засыпаться. На этой жидкости получили 2 "стопа" и несколько резких повышений давления при продвижении песка по трещине.
Водонефтяная эмульсия на основе ЭМУЛЬТАЛа обладает достаточной вязкостью в 90-120 сП, но не деструктируется в пласте. Процесс освоения скважины занимает очень продолжительное время. Эта жидкость разжижается только нефтью, а при наличии большого процента пластовой воды - наоборот загущается в пласте. Водный полисахаридный гель - пресная вода в композиции с компонентами фирмы "ХИМИКО-ГАНГ' г. Москва. Она удовлетворяет почти всем требованиям.
Материалы, используемые для закрепления трещин -- проппанты - можно разделить на два вида -- кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.
Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в которых напряжение сжатия не превышает 40 МПа, плотность песков составляет приблизительно 1,65 г/см3. Среднепрочными являются керамические проппанты плотностью 1,7-2,3 г/см3, они используются при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные проппанты, такие как спеченный боксит и окись циркония, используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 2,2-3,8 г/см3. Кроме того, применяются пески и синтетические проппанты, покрытые специальными смолами. Специальные покрытия позволяют увеличить прочность проппанта, а также способствуют слипанию частиц проппанта в трещине после ГРП, что препятствует выносу его из пласта.
Наиболее часто применяют проппанты с размерами гранул 0,42- 0,85; 0,85- 1,7; 0,85- 1,18; 0,21- 0,42.
Выбор нужного размера зерен проппанта определяется целым комплексом факторов. Чем крупнее гранулы, тем большей проницаемостью обладает упаковка проппанта в трещине. Однако использование проппанта крупной фракции сопряжено с дополнительными проблемами при его переносе вдоль трещины.
Прочность проппанта снижается с увеличением размеров гранул. Кроме того, в слабосцементированных коллекторах предпочтительным оказывается использование проппанта более мелкой фракции, так как за счет выноса из пласта мелкодисперсных частиц упаковка крупнозернистого проппанта постепенно засоряется и ее проницаемость снижается.
От округлости и сферичности гранул проппанта зависит плотность его упаковки в трещине, ее фильтрационное сопротивление, а также степень разрушения гранул под действием горного давления. Плотность проппанта определяет перенос и расположение проппанта вдоль трещины. Проппанты высокой плотности труднее поддерживать во взвешенном состоянии в жидкости разрыва при их транспортировке вдоль трещины. В последние годы зарубежные фирмы стали выпускать облегченные проппанты, характеризующиеся пониженной плотностью.
Как уже указывалось, проппанты имеют достаточно высокую стоимость, тем более проппанты импортные, но на сегодняшний день, по крайней мере, два отечественных завода выпускают проппант достаточно приличного качества, я имею в виду продукцию Юргинского и Боровичского комбинатов. Эти предприятия выпускают проппант средней прочности, такие как “Волгоградский песок” и проппант города Боровичи.
Применяемый в начале Волгоградский песок имеет трещиноватость, из-за чего и раскалывается в пласте под действием горного давления. У него малая округлость, высокое содержание недопустимо мелкой фракции. Поэтому с целью улучшения качества песка перед ГРП мы были вынуждены проводить 3-х кратное его просеивание.
Проппант боровичевского комбината огнеупоров на сегодня наиболее приемлемый для проведения ГРП, как по свойствам проппанта, так и по стоимости.
Новым направлением в применении жидкостей для ГРП, является использование вязкоупругих длинноцепочечных ПАВ - четвертичных аммониевых оснований, позволяющих при определенных концентрациях образовывать гели. Эти системы являются новыми, в России пока не применялись, но применение их, по-видимому, может дать хорошие результаты, в том числе и при кислотном разрыве.
3.7 Технология проведения процесса ГРП
Порядок работ при ГРП следующий.
1. В подготовленной и оборудованной скважине производят гидропескоструйную перфорацию (если это предусмотрено планом работ); освобождают пакер, вымывают шариковый клапан гидропескоструйной насадки; производят вторичную посадку пакера.
2. В трубы закачивают нефть (при обработке нефтяной скважины) или воду (при обработке нагнетательной скважины) и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера.
3. При максимальном числе подключенных насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва и разрывают пласт. О разрыве пласта судят по резкому увеличению приёмистости (поглотительной способности) скважины. Отсутствие резкого спада давления в насосах указывает на высокую проницаемость пласта или на существование в пласте естественных трещин, ширина которых постепенно увеличивается по мере нарастания давления.
Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приемистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью при отсутствии в пласте естественной трещиноватости.
4. Закачивают в пласт песок с жидкостью. Последняя порция песка в количестве 100- 150 кг должна содержать радиоактивные вещества, чтобы в дальнейшем можно было при помощи гамма- каротажа проверить зоны поглощения песка.
5. Прокачивают в скважину продавочную жидкость при максимальных давлениях, обеспечивающих раскрытие трещин и введение в них песка. Для этого к скважине должно быть подключено наибольшее число насосных агрегатов, чтобы достигнуть максимальной скорости прокачки.
Количество продавочной жидкости должно быть равно ёмкости колонны НКТ.
При прокачке излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песо в глубь пласта; это приведёт к тому, что после снятия давления трещина в непосредственной близости к скважине снова сомкнётся, и эффект от разрыва пласта будет сведён к нулю.
6. Снимают давление в скважине и извлекают остаток песка с забоя (если он там имеется) путём обычной промывки скважины.
На этом операция по ГРП заканчивается: нефтяную скважину сдают в эксплуатацию, а водяную нагнетательную скважину подвергают поршневанию для вымывания из трещины закаченной вязкой жидкости.
В неглубоких скважинах разрыв пласта обычно проводят без спуска НКТ или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, во втором- по трубам и затрубному пространству. Такая технология проведения процесса даёт возможность значительно сократить потери давления в скважине при нагнетании жидкости с высокой вязкостью.
3.8 Расчет процесса ГРП
Составить план проведения гидроразрыва пласта, выбрать рабочие жидкости и оценить показатели процесса для следующих условий: НГДУ ''ЛН'' Западно-Лениногорская площадь скважина №6062 (эксплуатационная); глубина L = 1800 м; диаметр по долоту D = 0,25 м; вскрытая толщина пласта h = 6,5 м; средняя проницаемость k = 0,05·10-12 м2; модуль упругости пород Е = 104 МПа; коэффициент Пуассона н = 0,3; средняя плотность пород над продуктивным пластом сп = 2600 кг/м3; напряженное состояние пород в условиях залегания подчиняется гипотезе А.Н. Диникина.
Вертикальная составляющая горного давления
Ргв = спgL (1)
Ргв = 2600·9,81·1800·10-6 = 45,9 МПа
Горизонтальная составляющая горного давления
Рг = Ргв·н/(1-н) (2)
Рг = 45,9·0,3/(1-0,3) = 19,6 МПа
В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины.
Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтита плотностью сн = 930 кг/м3, вязкостью м = 200 мПа·с. Содержание песка принимаем с = 300 кг на 1 м3 жидкости-песконосителя, для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 3 т кварцевого песка фракции 0,8 - 1,2 мм, темп закачки Q = 12 л/с, что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин.
При ГРП непрерывно закачивают жидкость разрыва в объеме 1 м3 и жидкость-песконоситель в объеме 9 м3, которая одновременно является и жидкостью разрыва.
Для определения параметров трещины используются формулы, вытекающие из методики Ю.П. Желтова [6]. Оценим сначала ширину трещины после закачки 1 м3 жидкости разрыва, для чего определим давление на забое (Рзаб) в этот момент времени по формуле:
Рзаб/Рг·(Рзаб/Рг - 1)3 = 5,25·Е2·Q·м / ((1 - н2)2·Рг3·Vж) = 5,25·(1010)2·12·10-3·0,2 / ((1-0,32)2·(19,6·106)3) = 2·10-4; (3)
Рзаб/Рг = 1,057, Рзаб = 19,6·1,057 = 20,7 МПа. (4)
Vж - объем жидкости, находящейся в трещине
Vж = Qt + V0 (5)
Где Q - расход закачиваемой жидкости, t - время закачки, V0 - объем жидкости, находившейся в трещине до гидроразрыва.
Здесь и в дальнейшем принято V0 = 0.
Длина трещины после закачки Vж = 1 м3:
l = (6)
l = = 16,6м
Раскрытость или ширина трещины
щ = 4·(1 - н2)·l·(Рзаб - Рг) / Е (7)
щ = 4·(1 - 0,32)·16,6·(20,71 - 19,6)·106 / 1010 = 0,0067 м = 6,7 мм.
Раскрытость трещины вполне достаточна, чтобы песок фракции 0,8 - 1,2 мм поступал в нее при закачке следующей порции жидкости разрыва (9 м3), являющейся одновременно и жидкостью-песконосителем.
Объемная доля песка в смеси
no = (G/спес)/(G/спес+1) (8)
no = (300/2500)/(300/2500+1) = 0,107,
где G - масса песка, приходящаяся на 1 м3 жидкости, кг; спес - плотность песка 2500 кг/м3.
Вязкость жидкости-песконосителя определим по формуле:
мж = м exp (3,18·no) (9)
мж = 200 exp (3,18·0.107) = 280 мПа·c
Давление на забое скважины в конце гидроразрыва (после закачки 10 м3 жидкости в трещину) определим по формуле:
0,28·10-4,
Рзаб / Рг = 1,030, Рзаб = 20,1 МПа.
Длину трещины - по формуле:
l = = 77,7 м.
Ширину трещины - по формуле:
щ = 4·(1 - 0,32)·77,7·(20,1 - 19,6)·106 / 1010 = 0,0141 м = 1,41 см.
Жидкость-песконоситель распространилась в трещине на расстоянии от скважины, примерно равном 90 % ее длины,
т.е. l1 = 0.9·l = 0,9·77,7 = 69,9 м.
После снятия давления трещина закрывается неполностью на интервале, в котором находилась жидкость-песконоситель. Принимая пористость песка в трещине после ее закрытия m = 0,3, определим остаточную ширину трещины
щ1 = щn0 / (1 - m) = 1,41·0,107/(1-0,3) = 0,21 см (10)
Проницаемость трещины такой ширины
кт = щ12 / 12 = 0,00212/12 = 0,36·10-6 м2.
Среднюю проницаемость в призабойной зоне при вертикальной трещине определяем по формуле:
к1 = ((П·D - щ1)·к + щ1к1)/(П·D) (11)
к1 = ((3,14·0,25 - 0,0021)·0,05·10-12 + 0,0021·0,36·10-6)/(3,14·0,25) = 963·10-12 м2.
Среднюю проницаемость пласта при наличии вертикальной трещины будет уменьшаться с возрастанием расстояния от скважины. При ее оценке примем ширину трещины после смыкания одинаковой на любом расстоянии от скважины, а ее проницаемость неизменной. Тогда по формуле 3.47 средняя проницаемость на расстоянии 1 м от скважины будет
к1 = ((3,14·2,25 - 0,0021)·0,05·10-12 + 0,0021·0,36·10-6)/(3,14·2,25) = 107·10-12 м2,
а на расстоянии равном радиусу раскрытости l1 трещины
к1 = 1,79·10-12 м2.
Как видно из расчетов, в области распространения трещины средняя проницаемость почти повсеместно больше, чем на два порядка превышает проницаемость пласта. Поэтому приток в скважину будет в основном происходить по трещине с направления, в котором трещина получила развитие.
Подобные документы
Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Особенности конструкции скважины. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Определение места притока вод в скважину. Требования, предъявляемые к подготовке скважины перед закачкой СНПХ-9633.
дипломная работа [287,2 K], добавлен 25.06.2010Характеристика Ромашкинского месторождения: орогидрография, стратиграфия, тектоника. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Причины низкой продуктивности скважин и пути их разрешения.
дипломная работа [76,5 K], добавлен 25.06.2010Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013Физико-химические свойства и состав пластовой жидкости и газа. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Технология проведения кислотной обработки. Требования безопасности при повышении нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 18.01.2016Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.
отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов.
курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011Общая характеристика Западно–Лениногорской площади, коллекторские свойства тектонических пластов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Конструкция скважин и методика ее разработки. Состав и условия образования АСПО на оборудовании.
дипломная работа [566,8 K], добавлен 28.06.2010Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
