Гидравлический разрыв пласта

Для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты:

2 месяца отработали 54 скважины, 3 месяца - 51 скважина, 6 месяцев - 35 скважин, 9 месяцев - 14 скважин, 11 месяцев - 4 скважины, 12 месяцев - ни одной.

В таблице представлены, помимо динамики дебитов нефти и жидкости, величины снижения этих дебитов (в %) относительно первоначальных (после получения эффекта) величин, а также сводные данные по динамике дебитов нефти и жидкости.

Исходя из данных таблицы построены графики динамики добычи и жидкости после ГРП в целом и по видам работ (Рисунок 3.6 и 3.7).

Рисунок 3.6 - Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП

Рисунок 3.7 - Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП по видам работ

Анализ динамики по отдельным группам позволяет сделать следующие выводы:

1) Темпы снижения дебитов по скважинам, где ГРП проведены без РИР, значительно выше, чем по скважинам, где ГРП проведены с РИР (через 4 месяца дебиты нефти и жидкости по первой группе снизились на 39,2 и 48,6 %, а по второй на 18,0 и 20,8%), причём по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение дебитов составило в первом случае 48,0 и 49,4 %, а во втором случае 21,8 и 22,8%

2) Из числа отдельных подрядчиков наибольшее снижение дебитов за первые 4 месяца имело по скважинам, отремонтированным фирмой “Катобънефть” (снижение по дебиту жидкости составило 27,5 % по нефти и 28,9 % по жидкости, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии соответственно 29,4 % и 29,4 %)

Из анализа фактических данных о результатах ГРП в 2009 году можно сделать следующие выводы:

эффективность ГРП в 2009 году оказалась достаточно высокой, что можно объяснить широким применением “нового дизайна”, заключающегося в коренном изменении технологии процесса ГРП и в существенном увеличении количества используемого при ГРП пропанта

выявлена зависимость между количеством используемого при ГРП проппанта (на 1м. эффективной нефтенасыщенной толщины эксплуатируемого пласта) и эффективностью ГРП (по крайней мере, до концентрации 5 т/м); при концентрации более 5 т/м появляется реальная опасность прорыва воды

эффективность ГРП при применении новой технологии превосходит эффективность при применении старой технологии по нефти в 3,2 раза, а по жидкости в 2,2 раза

ГРП на объекте АВ1^1-2 - очень положительное явление (учитывая низкую выработку запасов по этому объекту)

отмечено значительное снижение во времени первоначально достигнутого прироста (составившее на конец 2009 года в целом по месторождению 18,85 % по нефти и 24,68 % по жидкости в том числе по скважинам с новой технологией ГРП соответственно 21,98 и 25,39 %). С/суточное снижение дебита нефти составило в целом по месторождению 0,13 % (при применении новой технологии 0,18 %), с/суточное снижение дебита жидкости 0,17 % (при применении новой технологии 0,21 %, при применении старой технологии-0,09 %)

основное снижение дебитов жидкости имеет место в первые 3-4 месяца; далее темпы снижения дебитов резко падают

одной из основных причин снижения дебитов нефти и жидкости следует считать вынос пропанта в процессе эксплуатации

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что ГРП является эффективным методом вовлечения в разработку ранее не затронутых участков, а также областей с низкой выработкой запасов.

- рекомендуется применять ГРП с РИР, для уменьшения обводненности продукции

- во время ГРП применять технологии, предупреждающие вынос проппанта

- при планировании технологии процесса ГРП определять количество пропанта исходя из условия расхода пропанта не менее 3-х, но не более 5 т. на 1м. нефтенасыщенной эффективной толщины пласта, причём оптимальной концентрацией предлагается считать 4 тонны на 1м. нефтенасыщенной толщины.

3.3 Расчеты, производимые перед ГРП

3.3.1 Расчёт параметров ГРП

Для каждой из вышеупомянутых скважин проводился первичный расчёт темпов закачки и параметров закачиваемой смеси, а также расчёт ожидаемых параметров размеров трещин и проницаемостей образовавшихся зон фильтрации. Далее приведу пример расчёта для одной из скважин.

1.Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления:

МПа. (3.1)

2.Рассчитываем давление разрыва пласта:

МПа. (3.2)

3.Рассчитываем допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя:

(3.3)

Мпа - предел текучести стали;

- запас прочности.

4.Рассчитываем допустимое давление в зависимости от прочности трубы верхней части колонны труб на страгивающее усилие:

МПа. (3.4)

МН - страгивающее усилие;

МН - усилие затяжки.

5.Рассчитываем забойное давление:

МПа. (3.5)

6.Количество жидкости, требуемое для разрыва равно количеству жидкости-песконосителя:

м3. (3.6)

7.Рассчитываем объем продавочной жидкости:

м3. (3.7)

8.Рассчитываем общую продолжительность процесса ГРП:

с ч сут. (3.8)

л/с - темп закачивания жидкости разрыва.

9.Рассчитываем радиус горизонтальной трещины:

м. (3.9)

- эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления (для Н = 2655, с = 0,02655);

Па·с;

- время закачки жидкости разрыва:

с мин. (3.10)

10.Рассчитываем проницаемость горизонтальной трещины:

м2. (3.11)

11.Рассчитываем проницаемость призабойной зоны:

м2. (3.12)

12.Рассчитываем проницаемость дренажной системы:

м2. (3.13)

м - радиус контура питания;

м. (3.14)

13.Рассчитываем максимальный дебит скважины после ГРП по формуле Дарси:

м3/сут т/сут. (3.15)

МПа. (3.16)

14.Рассчитываем количество насосных агрегатов:

(3.17)

Для проведения ГРП на данной скважине необходимо 2 насосных агрегата, работающих на 4 скорости в течение 5,55 мин. Вследствие будет образована горизонтальная трещина радиусом 1.7 м.

3.3.2 Расчёт прочностных характеристик НКТ

Данный расчёт несёт непосредственную важность, по той причине, что превышение пределов прочности НКТ может привести к аварии, что повлечёт за собой дополнительные затраты на ликвидацию, а в худшем случае привести к невозможности восстановления продуктивности скважины.

Предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении гладких труб по ГОСТ 633-80 напряжение достигает предела текучести:

(3.18)

- средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), м;

(3.19)

D - наружный диаметр трубы, м;

B - толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;

h - глубина резьбы, м;

т - предел текучести материала труб, Па;

з - коэффициент разгрузки,

(3.20)

S - толщина стенки трубы, м;

L - длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), м;

- угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равный 60°;

- угол трения, принимаемый в расчетах равным 7°.

Предельное растягивающее усилие , при котором в теле трубы с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами по ГОСТу 633-80 возникает напряжение, равное пределу текучести, определяют по формуле:

(3.21)

D - наружный диаметр трубы, м;

т - предел текучести материала труб, Па;

S - толщина стенки трубы, м;

Внутреннее избыточное давление , при котором наибольшее напряжение в трубах достигает пре-дела текучести, определяется по формуле:

(3.22)

D - наружный диаметр трубы, м;

т - предел текучести материала труб, Па;

S - толщина стенки трубы, м;

0,875 - коэффициент, учитывающий разностенность сечения трубы.

Наружное избыточное давление , при ко-тором наибольшее напряжение в трубе достигает предела текучести, определяется по формуле:

(3.23)

; (3.24)

Па;

; (3.25)

(3.26)

- овальность;

a,b - большая и малая полуось овала;

µ - отрицательный допуск на массу трубы, м;

л - положительный допуск на наружный диаметр, %

Расчет:

Рассчитываем предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжение достигает предела текучести (3.18), (3.19), (3.20):

мм;

;

кН.

Рассчитываем предельное растягивающее усилие, при котором в теле трубы с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами возникает напряжение, равное пределу текучести (3.21):

Н;

Рассчитываем внутреннее избыточное давление, при котором наибольшее напряжение в трубах достигает пре-дела текучести(3.22):

МПа;

Рассчитываем наружное избыточное давление, при ко-тором наибольшее напряжение в трубе достигает предела текучести (3.23), (3.24), (3.25), (3.26):

мм



Заключение

Целью выпускной квалификационной работы являлся анализ эффективности проведённых на Сугмутском месторождении работ по гидравлическому разрыву пласта, а также сравнительный анализ эффективности ГРП по разным технологиям.

В целом, Сугмутское месторождение находится в стадии снижающейся добычи и возрастающей обводнённости продукции. Однако проведённые ГРП позволили в значительной мере снизить или даже прекратить падение темпов отбора за счёт «оживления» загрязнённых пластов, а также вовлечения в разработку ранее не затронутых пластов.

Так же описаны критерии выбора скважин и изложена технология проведения обработки. В заключении сделан анализ эффективности ГРП с точки зрения прироста дебита, снижения обводненности и увеличения добычи нефти.

На основе анализа, приведённого в работе можно сделать следующие выводы:

- дебиты по скважинам в среднем возросли на 20-35 т/сут.

- в отдельных случаях наблюдается прирост на 70 т/сут.

- в целом прослеживается долгосрочный эффект по всем скважинам, подвергнутым гидроразрыву.

- наилучшие результаты показали скважины, на которых ГРП производился в сочетании с РИР.

- найдено оптимальное количество проппанта, необходимое для наибольшего дебета и продолжительности эффекта - 4 тонны на 1 метр продуктивной толщи.



Список использованных источников

1 Гнездов, A.B. Вероятностный подход к вопросам образования и развития трещин гидроразрыва пласта Текст. / A.B. Гнездов, Ф.И. Важинский, Р.Г. Гилаев, Г.Т. Вартумян // Инженер-нефтяник. 2008. - № 3. - С. 14 - 15.

2 Соболь, И.М. Метод Монте-Карло Текст. / И.М. Соболь. М.: Наука, 1972 - 64 с.

3 Кудряшов, С.И. Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов на месторождениях НК «Роснефть» Текст. / С.И. Кудряшов, С.И. Бачин, И.С. Афанасьев, А.Р. Латыпов и др. // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. - № 2. - С. 72 - 84.

4 Загуренко, А.Г. Технико-экономическая оптимизация дизайнам гидроразрыва пласта Текст. / А.Г. Загуренко, A.A. Коротовских и др. // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 54 - 57.

5 Хасанов, М.М. Методические основы управления разработкой месторождений ОАО «НК «Роснефть» с применением гидроразрыва пласта Текст. / М.М. Хасанов // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 38 - 40.

6 Пасынков, А.Г. Развитие технологий гидроразрыва пласта в ООО «РН Юганскнефтегаз» Текст. / А.Г. Пасынков, А.Р. Латыпов, A.B. Свешников, А.Н. Никитин // Нефтяное хозяйство. -- 2007. - № 3. - С. 41 - 43.

7 Фахретдинов, Р.Н. Результаты применения гидроразрыва пласта для разработки южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения Текст. / Р.Н. Фахретдинов, A.B. Бровчук // Нефтяное хозяйство. -2007.- № 3. С. 44-47.

8 Судо, P.M. Разработка низкопроницаемых пластов на месторождениях ОАО «РИТЭК» с применением гидроразрыва пласта Текст./ Р.М. Судо // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 48 - 50.

9 Александров, С.И. / Применение пассивных сейсмических наблюдений для контроля параметров гидроразрыва пласта Текст. / С.И. Александров, Г.Н. Гогоненков, В.А. Мишин // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 5. - С. 64-66.

10 Александров, С.И. Пассивный сейсмический мониторинг для контроля геометрических параметров гидроразрыва пласта Текст. / С.И. Александров, Т.Н. Гогоненков, А.Г. Пасынков // Нефтяное хозяйство. 2007. - №3.-С. 51-53.

11 Горобец, Е.А. Особенности применения гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов Самотлорского месторождения Текст. / Е.А. Горобец, М.А. Гапонов, А.П. Титов, С.Х. Абдульмянов // Нефтяное хозяйство. 2011. - № 3. - С. 54 - 55.

12 Земцов, Ю.В. Технология восстановления продуктивности скважин, в которых проведен гидроразрыв пласта Текст. / Ю.В. Земцов, А.Г. Газаров, В.Н. Сергиенко, П.Г. Морозов, М.А. Салихов // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 3. - С. 56-59.

13 Вартумян, Г.Т. Гидравлические сопротивления пористых каналов большой протяженности Текст. / Г.Т. Вартумян, Р.Г. Гилаев, A.B. Гнездов, А.Т. Кошелев, С.В. Смык // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. - № 8. - С. 18 - 20.

14 Захарченко, Е.И. Обоснование принципов построения динамической модели продуктивного пласта Текст. / Е.И. Захарченко, A.B. Гнездов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - №4.-С. 40-42.

15 Гнездов, А.В. Совершенствование конструкций фильтров горизонтальных скважин Текст. / А.В. Гнездов, А.Г. Вартумян // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -- 2008. -- № 4. -- С. 37-- 39.

16 Гнездов, А.В. Системный подход к конструкции фильтров горизонтальных скважин Текст. / А.В. Гнездов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. докл. VIII науч.-практ. конф. -М., 2008.-С. 17.

17 Максимович, Г.К. Опыт гидравлического разрыва пластов на промыслах Татарии и Башкирии Текст. / Г.К. Максимович // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 118 - 120.

18 Мангазеев, П.В. Гидродинамические исследования скважин: учебное пособие Текст. / П.В. Мангазеев и др. Томск: Изд-во ТПУ, 2008. -- 340 с.

19 Афанасьев, И.С. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта Текст. / И.С. Афанасьев, А.Н. Никитин, И.Д. Латыпов, A.M. Хайдар, Г.А. Борисов // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 11. - С. 62 - 66.

20 Телков, А.П. Образование трещин в продуктивном пласте при гидравлическом разрыве Текст. / А.П. Телков, Н.С. Грачева, К.О. Каширина // Газовая промышленность. 2008. - № 3. - С. 17 - 20.

21 Иванов, С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб. пособие Текст. / С.И. Иванов. М.: ООО «Недра -- Бизнесцентр», 2006.-565 с.

22 Бриллиант, T.С. Моделирование технологии ГРП в неоднородных пластах Текст. / Л.С. Бриллиант, А.В. Аржиловский, М.А. Вязовая, А.С. Русанов, А.Н. Лазеев, А.Ю. Барташевич // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. - № 1.-С. 67-72.

23 Методические рекомендации по проектированию и обеспечению качества проведения гидравлического разрыва пласта на действующем фонде скважин Оренбургского месторождения Текст. Оренбург, 2010. - 57 с.

24 Гнездов, A.B. О точности расчетов параметров трещин при гидроразрыве пласта Текст. / A.B. Гнездов // Горный информационно-аналитический бюллетень. М.: Государственный горный университет. - 2010. -№ 3. - С. 95-97.

25 Жданов, С.А. Системная технология воздействия на пласт Текст. / С.А. Жданов, Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. -№ 1.-С. 39-52.

26 Гнездов, A.B. Краткий анализ технологий и результатов гидроразрыва пласта Текст. / A.B. Гнездов, Р.Ф. Ильгильдин // Нефтепромысловое дело.-2008.-№ 11.-С. 78-80.

Размещено на Allbest.ru