Анализ эффективности гидроразрыва пласта на Ельниковском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА И ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА

НА ТЕМУ:

«АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ЕЛЬНИКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ»

Тюмень 2015



Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов

2.2 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

2.3 Запасы нефти и газа

3. Технологический раздел

3.1 Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

3.2 Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского месторождения

3.3 Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта

3.4 Технология проведения гидравлического разрыва пласта

3.5 Дизайн гидравлического разрыва пласта

3.6 Материалы, применяемые при ГРП

3.7 Выбор скважин-кандидатов

3.8 Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах Ельниковского месторождения

Заключение

Список источников



Введение

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к уменьшению запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

При разработке низкопроницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП). ГРП является одним из мощных средств повышения технико-экономических показателей разработки месторождений. В результате ГРП при правильном выборе скважин и технологии можно существенно увеличить дебиты нефти обработанных скважин. ГРП в настоящее время является наиболее эффективным способом интенсификации нефти из низкопроницаемых коллекторов.

Выполнив анализ проведения ГРП на Ельниковском месторождении в течении ряда лет, показатели работы этих скважин, а также соседних с ними мы увидим насколько эффективно их применение.

Целью курсового проекта является анализ эффективности , проведенного гидроразрыва пласта на девяти скважинах Ельниковского месторождения.



1. Общие сведения о месторождении

Ельниковское нефтяное месторождение разрабатывается силами НГДУ «Сарапул» ОАО «Удмуртнефть». Месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 километрах от города Ижевска.

По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами. Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.

Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС - Сара-пул и ЛЭП-35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.

Местность представлена холмистой, глубоко изрезанной сетью ручьев и оврагов. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров.

Климат района умеренно-континентальный с продолжительной (до 5 месяцев) зимой. Среднегодовая температура +2 оС, морозы в январе-феврале иногда достигают -40-45 оС. Средняя глубина промерзания грунта - 1,2-1,5м, толщина снежного покрова в марте достигает 60-80 см. Среднее годовое количество осадков около 500мм.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемого для дорожного строительства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд, как работниками предприятия, так и местными жителями.



Рисунок 1.1 Схема размещений месторождений удмуртской республики



2. Геолого-физическая характеристика месторождения

По тектоническому строению Ельниковское месторождение является типичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону.

Структурное строение месторождения и прилегающей территории наиболее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280м. Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20м. В структурном плане на месторождении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельниковское, Апалихинское.

Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.

Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на три зоны.

В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.

Структурный план месторождения представлен тремя поднятиями: собственно, Ельниковским, Апалихинским и Соколовским, причем следует отметить, что границей Ельниковского и Апалихинского поднятий служит не резко выраженный прогиб. На общем фоне поднятий выделяется целый ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона. Все поднятия имеют тектоноседиментационное происхождение, как уже говорилось выше, характеризуются соответствием структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, приобретая с глубиной более резкие черты. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско-франско-фаменского возраста.

В отложениях терригенной пачки нижнего карбона отмечается наличие большого количества врезов, в связи, с чем по скважинным данным отмечается резкое несоответствие по толщине структурных этажей в разрезе рядом стоящих скважин. Эрозионному разрушению подвергались карбонатные породы, подстилающие визейские терригенные отложения. Ширина врезов составляет 150-500 м, длина - несколько километров.

Врезы выполнены терригенными породами визейского возраста, которые облегают их борта. Как правило, нумерация пластов аргиллитов и песчаников во врезе и вовне его одинакова, но толщина пластов во врезе значительно возрастает, и увеличение толщины тем больше, чем глубже залегает пласт. Из пород визейского возраста, которые встречаются только во врезах и отсутствуют на прилегающих участках, следует отметить угленосные отложения, залегающие в подошве терригенной пачки (пласта С-VI).

Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля-ются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновскогонадгоризонтов нижнего карбона и карбонатныеотложениякаширо-подольского горизонта среднего карбона.

Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют довольно сложное строение, они включают отложения тульского (пласты С II-C-IV), бобриковского (пласт С-V) горизонтов и малиновского (пласт С-VI) надгоризонта.

Однако на территории Удмуртии в визейском ярусе выделяются нижнийподъярус в объеме кожимскогонадгоризонта и верхний в объеме окского надгоризонта. Ранее интерпретируемый в подсчете запасов нефти Малиновский надгоризонт отсутствует. Окскийнадгоризонт состоит из тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов, которые сложены пачками песчаников, алевролитов и аргиллитов с тонкими прослоями каменных углей. В основании алексинского горизонта прослеживается пачка терригенных пород, которая не выдержана по толщине, распространены литологические замещения. Залежи нефти контролируются структурами тектоно-седиментационного и седиментационного генезиса, облекающие органогенные постройки франско-фаменско-турнейского возраста и в плане совпадающие с останцами карбонатных пород турнейского яруса.

Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С-VIII), радаевского (С-VII), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов кожимскогонадгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты С-II, C-III, C-IV).

Таблица 2.1 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Поднятия
	Соколовское	Ельниковское	Апалихинское
Средняя глубина залегания, м.	1380	1380	1380
Тип залежи	пласт.	пласт.	пласт.
Тип кллектора	терригенный	терригенный	терригенный
Площадь нефтеносности, тыс.мІ	39014	21923	22094
Средняя общяя толщина, м.	32,7	32,6	25
Средняя нефтенасыщенная толщина, м.	4,3	4,9	3,6
Пористость, %	20,4	21	19,4
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д. ед.	0,79	0,86	0,73
Проницаемость, мкмІ	0,315	0,415	0,445
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,67	0,68	0,54
Коэффициент расчлененности, д. ед.	5,1	4,3	3,8
Начальная пластовая температура, єС	29	29	29
Начальное пластовое давление, МПа	12,6	13,9	13,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	16,3	17,2	20
Плотность нефти в пластовых условиях, т/мі	0,879	0,897	0,886
Абсолютная отметка ВНК, м.	-1198	-1198	-1198
Объёмный коэффициент нефти, д. ед.	1,033	1,032	1,03
Содержание серы в нефти, %	2,33	2,48	2,66
Содержание парафина в нефти, %	4,21	4,32	4,45
Давление насыщения нефти газом, мПа·с	7,1	8,95	7,23
Газосодержание нефти, мі/т	13,4	15,42	12,35
Содержание стабильного конденсата, г/смі	-	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,5	1,5	1,5
Плотность воды в пластовых условиях, т/мі	1,117	1,117	1,117
Средняя продуктивность, мі/сут. МПа	1,17	1,17	1,17

2.1 Физико-гидродинамическая характеристика месторождения продуктивных коллекторов

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным. Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.

Визейский ярус: породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-физических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.

Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%. По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%. Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип це-мента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.

Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.

Нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075мкм2.

В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известня-ками, доломита-ми и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов. Доломитизация проявляется в виде крупных кристаллов доломита размером 0,04-0,1 мм. Вторичная карбонатизация привела к залечиванию порового пространства, формированию закрытых водонасыщенных линз, возникновению микрокавернозности и микротрещиноватости. В связи отсутствием исследований по керну с определением процентного содержания доломитов, а также отсутствием разрешающей способности методов ГИС для определения доломитизации - достоверность определения параметров Кп и Кпр по доломитизированным разностям известняков достаточно низка.

2.2 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктивных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа.

По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые (< 6%), смолистые (< 15%), вязкие в пластовых условиях (10,3 мПа•с). На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа•с и 21,41 мПа•с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.

Товарная характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия. Для анализа были отобраны пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые дистилляты исследованныхнефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой перегонкой из нефтейтурнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных бензинов в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть. После проведения карбомиднойдепарафинизации можно получить из исследуемых нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установлено, что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов. По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классификации: турнейского пласта - III Т2М4И2П3, тульского - III Т2М3И1П3, каширо-подольского пластов - III Т1М2И1П2.

Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана.

По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по трем поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В.А. Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу. Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском - 275,1 г/л и 1,178 г/см3,

2.3 Запасы нефти и газа

Первоначально подсчет запасов нефти и попутных компонентов выполнен Удмуртским трестом разведочного бурения в 1977 году по состоянию изученности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77).

После разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (протокол №10819 ГКЗ СССР от 28.03.1990 г).

Оценка категорийности запасов каждой из залежей была проведена с учетом состояния достигнутой геолого-геофизической изученности месторождения, распределение запасов нефти по категориям представлено на рисунке. гидравлический разрыв пласт месторождение

Запасы нефти категории С2 сосредоточены лишь в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3 и 20% - к пласту К4. По поднятиям запасы категории С2 среднего карбона распределены примерно равномерно.

Всего начальные извлекаемые запасы по категориям В+С1 на момент утверждения составили 38,0 млн. т, по категории С2 - 6,5 млн. т. /1/.

Распределение геологических запасов нефти по категориям на Ельниковском месторождении в целом

Рисунок 2.3.1 Геологические запасы Ельниковского месторождения .



3. Технологический раздел

3.1 Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского месторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти.

В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре - яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами.

На 01.01.13 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 26,2 т/сут. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189.

3.2 Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского месторождения

ГРП - это одно из геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде, направленное на восстановление производительности скважин и интенсификацию добычи нефти, а также на устранение притока воды в добывающие скважины. Исходя из этого, эффективность ГТМ оценивается по трём основным характеристикам:

1) прирост дебита нефти после мероприятия;

2) рост обводнённости продукции скважины после мероприятия;

3) длительность эффекта прироста дебита нефти после мероприятия.

С целью определения эффективности ГТМ, проведённых на Ельниковском месторождении за последние годы, выполнена статистическая обработка дебитов скважин по нефти и жидкости до и после мероприятий. Наиболее востребованными ГТМ являются различные виды воздействия на ПЗП. В силу высокой расчленённости продуктивного разреза при различии фильтрационных характеристик продуктивных пластов рекомендуется продолжение работ по селективному воздействию на пласты с целью увеличения притока в добывающих скважинах (интенсификация притока из отдельных пропластков и вовлечение в работу ранее не дренируемых пропластков с низкими фильтрационными характеристиками).

Для условий Ельниковского месторождения с высоковязкой нефтью и низкими коллекторскими свойствами метод ГРП наиболее применим. Мы опираемся также на опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.

3.3 Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта

Существует ряд факторов, которые следует учитывать при проектировании процесса ГРП.

1) Литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта.

2) Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.

3) Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.

4) Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.

5) Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м.

6) Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.

7) Степень закольматированностипризабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.

8) Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненныхпропластков эффективность ГРП низка.

9) Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования.

10) Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали.

11) Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины.

12) Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя.

13) Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки.

14) Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость.

Все эти факторы можно разделить на геологические (исходная информация) - факторы не поддающиеся корректировке и технологические, которые можно регулировать, используя промысловый опыт.

Проведенные исследования на месторождениях выявили стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей. /2/.

Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности.

При выполнении ГРП по традиционной технологии происходит проникновение трещины вглубь экранов, а при небольшой толщине экранов в кровле или подошве пласта - нарушение их герметичности. В последующем при эксплуатации скважин это приводит к прорыву воды или газа по трещине на забой и_уменьшению_дебитов.

3.4 Технология проведения гидравлического разрыва пласта

1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.

2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.

3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течении 10 мин.

8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м3 чистой загеленной жидкости разрыва.

10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 900 кг/м3 до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т проппанта.

11) Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м3/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП.

Гидравлический разрыв пласта - в скважине, выбранной для ГРП, определяется дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции и газовый фактор. Осуществляются мероприятия по очистке забоя и ПЗП.

Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для ГРП. Для этих целей применяется кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Такие мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность.

Проверяется герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливается на 5-10м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит, алевролит). Ниже пакера устанавливаются НКТ (хвостовик). Длину хвостовика выбирают максимальной возможной для того, чтобы песок двигался к трещине и не выпадал в зумпф скважины.

Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в нагнетательных скважинах. После посадки пакера, опрессовку его производят путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичностьпакера, то его заменяют или изменяют место посадки.

Оборудование, необходимое для ГРП, расставляется персоналом бригады ГРП на площадке перед скважиной согласно технологической схемы, производится обвязка оборудования трубопроводами (для низкого давления мягкими рукавами, для высокого давления - стальными трубами) между собой, емкостями и скважиной. После закрепления всех трубопроводов производится их опрессовка на давление ожидаемое рабочее плюс коэффициент запаса, зависящий от величины ожидаемого рабочего (например, при ожидаемом рабочем давлении более 650 атм, коэффициент запаса будет равен 1,25). Производится приготовление рабочей жидкости разрыва путем перемешивания технологической жидкости, находящейся в емкостях, с химическими реагентами, повышающими вязкость. Продолжительность подготовки жидкости разрыва зависит от ее объема, качества и температуры.

Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. .

Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируются в памяти компьютеров. В процессе ГРП используется следующая техника: специальные насосные агрегаты высокого давления; смеситель(блендер); стан-ция контроля и управления процессом; песковоз; пожарный автомобиль; блок манифольдов; автомобиль для перевозки химреагентов; вакуумная установка.

Рисунок 3.4.1 Схема расстановки оборудования при производстве ГРП

Рисунок.3.4.1.Схема расположения подземного оборудования при проведении ГРП на примере скважины 4006.

3.5 Дизайн гидравлического разрыва пласта

Традиционно рассматриваемые моменты включают:

Зенитный угол и азимут.В идеальном случае желательно рассматривать в качестве кандидатов для ГРП вертикальные скважины, поскольку отход даже в 15 град ведет к росту давления закачки и риску преждевременного «Стопа», а также к резкому снижению продуктивности после ГРП.Другим вариантом является подбор скважины с отходом, траектория которой находится в плоскости трещины.

Траектория скважины.Данное обстоятельство критично и при работах с ГНКТ и операциях (ГИС) на кабеле, без исключения требуемых при проведении ГРП.Важно, чтобы траектория скважины не ограничивала выполнение этих работ.

Расчет проницаемости коллектора. Обычной проблемой, особенно, но, к сожалению, не ограничивающейся разработкой месторождения и интенсификации притока после ГРП является то обстоятельство, что проницаемость коллектора известна лишь в широком диапазоне. Следует предпринять все усилия к исследованию скважины перед ГРП для получения точных (в разумных пределах) значений проницаемости и скина. Какая полудлина и проводимость трещины должна учитываться при подготовке дизайна? Если необходимо рассчитать дизайн ГРП, исходя из соображениймаксимального дебита, то, грубо говоря, длина трещины рассчитывается по нижней границе проницаемости, а проводимость - по верхней. Это обеспечивает оптимизацию параметров трещиныс точки зрения дебита, хотя и потребует дополнительных затрат из-за большего объема проппанта.

Повторный ГРП может привести к изменениям стрессов породы или росту фильтрации в призабойной зоне, что окажет влияние на будущие ГРП.

Качество цементирования (целостность сцепления).Чаще всего, качеству цементирования не придается той важности, которой оно заслуживает. Качественный цемент в зонеэксплуатационного хвостовика и интервала перфорации является обязательным условием для того, чтобы не допустить развития трещины за колонной в нежелательные зоны. Это особенно важно при ГРП вблизи зон контактов или при закачке кислоты перед ГРП.

Данные по соседним скважинам - Соберите данные по ранее выполненным ГРП в районе работ, включая данные по градиенту разрыва по нагнетательным скважинам и испытаниям на гидроразрыв по данным бурения. Это послужит хорошей оценкой при расчете давлений ГРП и прочих параметров дизайна, таких как фильтрация и время до получения ТСО. При ГРП в районах с естественным трещинообразованием важно обеспечить наличие понизителей фильтрации, таких как песок с размером частиц 100 меш и/илисиликатной муки, для включения в состав жидкости ГРП и мини-ГРП.

Забойные манометры (ЗМ) с работой в реальном времени или записью в блок памяти.При ГРП сложных пластов с необычными стрессами в тектонически-активных зонах или при ГРП в скважинах с большим отходом и горизонтальных, применение ЗМ с выдачей данных в реальном времени является в высшей мере рекомендуется.Такие ЗМ могут размещаться на колонне ГРП или на НКТ сразу под пакером, с кабелем с другой стороны.Аналогично, если предусматривается сравнительно простой ГРП, например, в приуроченном коллекторе с нормальными режимами стрессов, достаточно использовать ЗМ с записью данных в блок памяти. Такие ЗМ легко извлекаются через скважинные камеры газлифтной установки, либо в промежутке между мини-ГРП и основным ГРП. Данные ЗМ критичны для оптимизации дизайнов ГРП и оценки работы скважины впоследствии.

Полудлина и проводимость трещины.Обычно рассчитываются, чтобы добиться максимальной продуктивности с учетом затрат.

Высота трещины.Критичное влияние на успешность ГРП может оказать прогноз развития трещины в высоту на новых скважинах, с возможным проникновением в нижележащие водоносные или вышележащие газоносные пласты. В низкопродуктивных зонах проблемой может являться чрезмерное увеличение высоты трещины. Использование линейных гелей или сшитой нефти может быть оптимальным для этих целей.

3.6 Материалы, применяемые при ГРП

Технические жидкости:

Рабочие жидкости для ГРП представляют собой эмульсии и жидкости на углеводородной или водной основах.

Наиболее часто в процессе ГРП на промыслах применяют следующие рабочие жидкости. На углеводородной основе - дегазированная нефть, амбарная нефть, загущенная нефть, мазут или его смеси с нефтями, керосин или дизельное топливо, загущенное специальными реагентами. На водной основе - сульфит-спиртовая барда, вода, растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами, загущенные растворы соляной кислоты. Эмульсии - гидрофобная водо-нефтяная, гидорфильнаяводо-нефтяная, нефтекислотные и керосинокислотные.

Расклинивающие материалы:

Песок для ГРП. К песку для ГРП предъявляются следующие требования: механическая прочность (достаточная, чтобы не разрушиться под весом вышележащих пород); отсутствие широкого разброса по фракционному составу.

Плотность укладки песка в созданной трещине определяется зазором трещины, фильтруемостью жидкости-песконосителя и концентрацией песка в этой жидкости.

Для ГРП чаще всего применяют отсортированный кварцевый песок (проппант) фракции 0,5-0,8 мм. Кроме того применяются и более прочные материалы: стеклянные и пластмассовые шарики, корунд и агломерированный боксит.



3.7 Выбор скважин-кандидатов

На основании выше изложенного мы провели детальный анализ всего добывающего фонда скважин Ельниковского месторождения: работа скважины; проведенные на ней ремонты (аварии); проводимые на ней ГИС; конструкцию скважин; проведенные на ней ГТМ, оптимизации; способ эксплуатации; расположение скважины по отношению к другим скважинам. После этого были выбраны 10 скважин для осуществления программы по гидроразрыву пласта.

Мощность продуктивной зоны (Н) - очевидно, наиболее важная переменная величина коллектора, по моему мнению, поскольку на ее основе мы делаем оценочные расчеты общей проницаемости.

Кривизна ствола в зоне перфораций - часто проблемы с гидроразрывами возникают по причине увеличения угла отклонения ствола в интервале перфораций. На результат может влиять и модуль. Чем мягче порода, тем менее важен угол ствола. Однако, если породы характеризуются предполагаемым модулем 3-6 млн. psi, тогда кривизна является важной величиной.

Количество перфорированных зон - гидроразрыв может быть осложнен в результате неоднородности коллектора песчаных пропластков или по причине мощных перемычек между ними.

Проницаемость - поскольку значения приближенные, я бы не полагался на эту переменную при ранжировании скважин. Скважина может иметь низкое значение Кпр по причине высокого скин-фактора.

Обводненность (%) - при подборе кандидатов на ГРП предпочтение не отдается скважинам с высокой обводненностью продукции. Однако, лично я руководствуюсь тем, сколько нефти можно добыть со скважины даже при большом отборе воды.

Рисунок 3.7.1 Диаграмма дебита нефти и воды.

Таблица 3.7.1 Дебит нефти и воды.

Таблица 3.7.2 Физико-химические свойства по скважинам-кандидатам.

Скважина	Рпл, атм	Рзаб, атм	Рнас, атм	Вязкость, мПа·с	Объемный коэффициент	Скин-фактор	Нэф, м	Проницаемость, мД	Плотно-сть нефти. пов.усл., т/мі
2809	111	50	65	20,87	1,028	25,148	5,2	100	0,889
4033	124	48	62	21,30	1,100	23,146	10,0	87	0,889
3863	124	50	66	20,01	1,056	25,147	7,4	97	0,889
3813	138	52	68	20,90	1,080	24,657	22,2	81	0,889
3858	135	54	63	21,80	1,102	26,822	6,6	86	0,889
3808	125	51	62	21,89	1,112	25,444	10,0	79	0,889
4108	127	47	61	22,34	1,038	20,176	9,0	96	0,889
3782	127	31	65	20,08	1,097	26,688	6,6	100	0,889
3548	123	52	65	20,84	1,112	26,442	9,8	94	0,889

3.8 Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах Ельниковского месторождения

В декабре 2005 - январе 2006 года в ОАО «Удмуртнефть» был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песчаники С-III Яснополянских отложений). Среднесуточный дебит скважин после ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% прирост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП. Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых. Потенциально существует возможность увеличения дебитов за счет программы оптимизации скважин. Если бы все скважины работали на гидродинамическом уровне, соответствующему уровню до ГРП, среднесуточный дебит мог составить 30, а не 22 т/сут. При значении гидродинамического уровня 1100м дебит мог возрасти до 50 т/сут.

Рисунок 3.8.1 График изменения дебитов скважин до и после ГРП.

Таблица 3.8.1 Изменение дебитов скважин до и после проведения ГРП.

№ скважины	до ГРП	после ГРП
	Qн, т/сут	Qж, мі/сут	% воды	Qн, т/сут	Qж, мі/сут	% воды
2809	5,4	14,3	66,4	7,3	17,4	62,7
4033	12,8	22	48,2	20,5	27,8	34,4
3863	2,1	3,4	45,0	7,1	9,2	31,3
3813	4,6	9,4	56,4	12,5	22,3	50,1
3858	14,2	29	56,4	60,2	102,1	47,5
3808	10,2	22,8	60,2	14,5	23,1	44,1
4108	6	9,4	43,2	20,1	27,9	35,9
3782	47	68	38,5	66,7	92,6	35,9
3548	19,6	31,2	44,1	31,3	35,8	22,2
среднее	13,5	23,3	50,9	26,7	39,8	40,5

Рисунок 3.8.2 Изменение дебитов скважин до и после проведения ГРП

Коэффициент увеличения добычи (КУД) по проведенным 9 операциям составил 2,5, по 4 наиболее успешным операциям КУД составил 3,7, по 4 наименее успешным 1,8. За исключением одной операции с полученным «стопом» и закачанным объемом проппанта 10% от запланированного, в целом КУД варьируется от 1,6 до 6. При проектировании последующих операций необходимо учитывать следующее:

1)рекомендуется провести технико-экономический расчет замены ЭЦН для снижения гидродинамического уровня в скважинах;

2)снижение гидродинамического уровня, а также вероятность подтягивания конуса воды, вызовет увеличение напряжения на проппантную пачку;

3) рекомендуется проводить повторную перфорацию перед повторным ГРП;

4)рекомендуется проектировать ГРП с расчетом проводимости трещины не менее 20-30 кг/м2;

5)средняя длина трещины составила соответственно 60 и 85м. По результатам компьютерного моделирования даже длина 60м представляется избыточной. Рекомендуется проектировать ГРП с расчетом длины трещины, примерно равной 40 м;

6)согласно показаниям забойных манометров, в среднем расчетные давления оказались на 27% выше фактических. В дальнейшем при расчете следует закладывать значения пластовых давлений на 27% ниже;

7)рекомендуется продолжать перестрел колонн перед каждым гидроразрывом посредством чередования глубоких прострелов зарядами малого диаметра и неглубоких прострелов зарядами большого диаметра (фазировка всех зарядов - 60 градусов);

8)обводненность после ГРП снизилась по всем скважинам, кроме одной, № 2809, содержащий водоносный горизонт всего в 6м от коллектора. По данной скважине отмечено увеличение обводненности на 3%. На скважине 3858 обводненность снизилась на 20%, хотя водоносный горизонт расположен в 8метрах;

9)на 9 скважинах эффективность мини-ГРП варьировалась от 27 до 53%, что свидетельствует о необходимости продолжать выполнение мини-ГРП при последующих операциях;

10)для увеличения эффективности при закачке основного ГРП следует добавлять силикатную муку и песок фракции 100 меш. Силикатную муку добавлять в концентрации около 10 кг/м3 в течение всей операции, песок добавлять на последней трети мини-ГРП (и закачки подушки) в концентрации 40 кг/м3;

11)основной проппант, применявшийся на всех ГРП, - Форес12-18. В целом, даже более крупный проппант поможет улучшить проводимость трещины и снизить объем выноса проппанта. Если при перфорации образуются отверстия диаметром 24мм, проппант8-12 беспрепятственно проникает в пласт.



Заключение

На месторождениях Удмуртии остаточные запасы нефти приурочены в основном к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам. ГРП в настоящее время является одним из наиболее эффективных способов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.

В данном курсовом проекте описано геологическое строение Ельниковского месторождения. Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются терригенные отложения яснопо-лянского и малиновскогонадгоризонтов нижнего карбона. Породы визейского яруса имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого-физических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах. Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости.

Выполнен анализ результатов проведенной компании по производству ГРП на девяти скважинах Ельниковского месторождения, в среднем по каждой скважине получен прирост нефти на 50%. Описана технология проведения ГРП, и материалы, применяемые при ГРП, которые на сегодняшний день предлагают фирмы подрядчики. В итоге, при проведении ГРП на предложенных девяти скважинах, получен довольно неплохой эффект за непродолжительный период времени. Это свидетельствует о целесообразности и успешности данного проекта на сегодняшний день



Список использованных источников

1. «Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского месторождения (Книга 1)», УДК 622.276.1/4 003, учетный № 2390, г.Ижевск, «ИННЦ», 2005г., с.441

2. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996. 414 с.

3. Блажевич В.А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. Москва: Недра, 1961-131с.

4. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Москва: Недра, 1986 - 165 с.

5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2004, 720 с.

6. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998-40с.

7. Меликберов А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967 - 139 с.

Размещено на Allbest.ru