Использование гидравлического разрыва пласта при добыче нефти

5.2.2 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. Наполнитель - агент, заполняющий трещину и препятствующий, таким образом, ее смыканию. Он должен обладать соответствующей механической прочностью и доступностью. В России для этих целей используют кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,2 мм и плотностью 2650 кг/м3. В мировой практике применяют скорлупу грецкого ореха, стеклянные шарики или пластмассовые материалы. Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ.

В процессе гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении применяется искусственный песок - проппант, имеющий два типоразмера: более крупный - 16/20 и более мелкий - 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания, диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм. Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено.

5.3 Выбор скважины для ГРП

Подбор кандидатов является, вероятно, наиболее критичным этапом всего проекта ГРП. Успех ГРП в очень большой степени зависит от подбора скважины. Например, эффект от ГРП истощенного коллектора может оказаться весьма краткосрочным и неутешительным. Наоборот, такой ГРП на скважине с сильно поврежденной призабойной зоной, в коллекторе с большими запасами может привести к значительному и устойчивому приросту добычи.

При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме. Для глубоко проникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм²), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5 - 15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрыв в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат разрыва пласта. Отмечается снижение результатов гидроразрыва от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине. Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий:

- скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

- скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

- скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;

- скважины с загрязненной призабойной зоной;

- скважины с высоким газовым фактором для его снижения. Снижение газового фактора за счет ГРП достигается в скважинах, имеющих разгазированную область вокруг забоя;

- нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах:

- в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

- в скважинах с нарушенной фильтровой частью;

- в скважинах со сломом или смятием колонны;

- при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта. Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

5.4 Описание технологии ГРП

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 акт 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 5-10 м 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 герметичность пакера, 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.

Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле

Р_з=Р_г+Б_р, (5.1)

где Б_р - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа;

Р_г - величина горного давления, определяется по формуле

Р_г=Н*р*10*e^(-5) (5.2)

где Н - глубина обрабатываемого пласта, м;

р - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м³.

Давление ГРП на устье скважины Р_у определяется по формуле

Р_у=Р_г+Б_р+Р_тр - Р_пл, (5.3)

где Р_тр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа.



6. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

Показателем успешности применения технологии ГРП является увеличение притока продукции из обработанной скважины. Расчет этого показателя производился путем определения доли операций, характеризующихся приростом дебитов нефти после ГРП над базовым показателем относительно общего количества введенных в эксплуатацию скважин. Для определения эффективности ГРП использовался показатель степени увеличения дебита жидкости после проведения работ относительно базового уровня (кратность дебита). В качестве базового уровня использовался дебит скважины до проведения интенсификации.

Месторождение характеризуется высоким приростом дебита нефти, в то же время эффект по жидкости более выражен. Степень изменения дебита нефти добывающих скважин после интенсификации гидроразрывом пласта зависит от многих условий. Нефтенасыщенная толщина пласта в анализируемых скважинах изменяется от 1.2 м до 19.4 (в среднем 11.5 м). Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин. На 01.01.11 г. на месторождении проведено 2345 ГРП по добывающим скважинам. Объем дополнительной добычи нефти составил 7669692 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 2 - 3 раза. Успешность проведения ГРП - 93 %. Расчетная продолжительность эффекта - от 4 до 7 лет, ожидаемая дополнительная добыча на скважину 11 тыс. т. На сегодняшний день для ТПП "Когалымнефтегаз" не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имевшего бы столь высокую технико-экономическую эффективность. Все обработки можно отнести к разряду неглубоких (около 5 т закрепляющего материала). Следует отметить, что выбор скважин для ГРП по горизонту БВ₈ проведен в полном соответствии с предоставленными в геологической модели 95 % обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта.

Основной объем обработок пришелся на краевые части залежи, характеризующиеся худшими коллекторскими свойствами. Можно отметить, что абсолютная эффективность метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах.

При среднем дебите нефти до обработки 7 т/сут, прирост дебита по отдельным скважинам достигал 100 т/сут. Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины.

Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит. Так по горизонту БВ₈ из 376 обработанных скважин лишь по пяти дебит после ГРП не превышал дебит до ГРП. Среднее отношение к максимальному дебиту до ГРП составило для скважин горизонта БВ₈ - 2,6 раза. В целом по месторождению объем обработок, по которым не был, достигнут потенциальный дебит жидкости, составляет 9% от общего объема. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны.

Таким образом, эффективность работы скважины после ГРП в краевых зонах горизонта БВ₈ в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.



Таблица 3 - Плановые показатели от проведения ГРП на Повховском месторождении

скважина	Объем добываемой нефти до ГРП, м3/сут	Объем добываемой нефти после ГРП, м3/сут	Ожидаемый объём дополнительно добытой нефти:
			в 2011 г., тыс. т	в 2012 г., тыс. т	в 2013 г., тыс. т	Накопленный объём дополнительно добытой нефти, тыс. т
1098	4	14,3	3,7	2,5	1,2	7,5
2375	7	28,8	8	5,2	2,6	15,8
3218	3	21,6	6,8	4,5	2,2	13,5
3282	3,5	13,2	3,6	2,3	1,2	7,1
4151	8	31	8,4	5,5	2,8	16,7
4347	4,2	31	4,3	2,8	1,4	8,6
4368	2,5	7,3	1,8	1,2	0,6	3,5
4430	3	20,2	6,3	4,1	2,1	12,5
4482	4,5	26,6	8,1	5,3	2,7	16
4628	2,9	9	2,2	1,5	0,7	4,4

Рисунок 3 - График изменения дебитов скважин до и после ГРП.

В настоящее время половина добычи нефти на месторождении обеспечивается скважинами, по которым проводится ГРП. За счет метода коренным образом изменился характер выработки запасов, увеличился объем активно дренируемых запасов. Без применения ГРП разработка месторождения была бы убыточной. Применение других методов не дает таких результатов, особенно это касается скважин, вскрывших часть пласта, характеризующейся плотными породами, малой проницаемостью и достаточно высоким давлением. Для основного объекта разработки характерно падение добычи одновременно с сокращением объемов бурения. Одним из вариантов компенсации падающей добычи стало внедрение промышленных объемов проведения ГРП. В настоящее время гидроразрывы проводятся как по действующим скважинам, так и при выводе скважин из неработающих категорий.59% всех проведенных за рассматриваемый период операций проведено в скважинах центральной части залежи объекта БВ_8-10, 49% - в краевой. В целом проведение ГРП на месторождении позволяет не только увеличить добывные характеристики действующих добывающих скважин, но и эффективно выводить скважины из неработающего фонда.

6 

7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Расчёт параметров закачки производится инженерной службой организации, которая производит гидроразрыв, после получения исходных параметров по скважине от геологической службы НГДУ. Целью расчета является определение количества материалов, необходимых для проведения процесса (рабочих жидкостей, песка, химреагентов), давление на устье скважины при выбранных темпах закачки жидкости в пласт и потребной гидравлической мощности оборудования (число агрегатов, буллитов), а также концентрации песка в жидкости носителе.

Таблица 4 - Исходные данные для расчета ГРП на скважине 7082 куст 32а.

Искусственный забой, м	2369
Интервал перфорации (верх/низ)	2346-2361
Глубина посадки пакера, м	2313
Пластовое давление, кПа	22100
Пластовая температура, С	73
Проницаемость, мкмІ	4*10-6
Пористость, %	21
Градиент разрыва принят кПа/м, (Р)	13,6
Предел прочности песчаника на разрыв Мпа, п	9
Горное (геостатическое) давление, Мпа	37
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны d, мм	130,6
Наружный диаметр НКТ dн, мм	88,9
Внутренний диаметр НКТ d вн, мм	76
Вместимость НКТ 88,9 мм, м3/м	0,00454
Объем затрубного пространства, м3/м	5,79/100
Плотность жидкости, кг/м3	1000
Плотность горных пород под продуктивным горизонтом, кг/м3	2600
Вертикальная глубина, м	2230
Средний удельный вес пород по разрезу, () н/м3	0,023

Вертикальная составляющая горного давления

Р_гв=_пqLE, (7.1)

где _п - плотность горных пород под продуктивным пластом;

Е - модуль упругости пород (1 - 2) 10^-4 Мпа

Р_гв=26009,81236910^-6=60,7 МПа.

Горизонтальная составляющая горного давления

Р_гг=Р_гв (/1-), (7.2)

где =0,3 - Коэффициент Пуассона

Р_гг=60,7 (0,3/1-0,3) =26 МПа

В данном случае в условиях пласта образуются вертикальные трещины.

Рабочее забойное давление при ГРП

Р_{ГРП. З}= (_пН_р) , (7.3)

где - коэффициент, учитывающий необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва (=1,2 - 1,4)

Р_{ГРП. З}= (0,023х2230х9) х1,4=64,6 МПа

Расчет устьевого расчетного давления ГРП

Р_{ГРП. У}=Р_{ГРП. З}-Р_ст+Р_тр, (7.4)

где Р_{ст -} статическое давление столба жидкости в скважине;

Р _{ч ст}=0,0101 Мпа/м;

Р_ст=Р _{ч ст}Н, (7.5)

где H - вертикальная глубина, м;

Р_ст=0,0101х2230=22,5 МПа,

Р_тр - потери давления на трение при ГРП

(7.6)

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

(7.7)

(7.8)

где А - коэффициент учитывающий увеличение сопротивления вызываемого ранней турбулизацией потока вследствие наличия песка.

А=1,46

Находим число Рейнольдса

Re=4G_ж/d_ж, (7.9)

где _ж=0,285 сП - эффективна вязкость жидкости песконосителя;

_ж - плотность жидкости песконосителя

_ж= (1-n₀) + _аоn_о, (7.10)

где _{о -} плотность основы - 1 г/см²;

_а - плотность расклинивающего агента, _а=2,7 г/см³; n_о - объемная доля его содержания в жидкости.



(7.11)

где С - массовая концентрация пропанта, С=900 кг/м³.

_ж=1 (1-0,26) +2,7х0,25=1,42 г/см³,

где число Re при G=4 м³/мин.

Re=441,42/3,140,0760,285=378>200;

л=1,46()=0,24

Потери на трение

Р_{ГРП. У} = 64,6-22,5+1,8=43,9 МПа

Ртр по градиенту потерь давления на трение:

Ртр=0,0016 Мпа

Ртр=РтрН=3,5 Мпа (7.12)

Требуемая мощность для проведения ГРП:

N= Ртр* ; (7.13)

N=3,5*106*=4,964*10⁶ Вт

N5000 кВт.

Определяем количество агрегатов потребных для проведения ГРП:



(7.14)

где Ра - рабочее давление агрегата;

Gа - подача агрегата при рабочем давлении;

k_m - коэффициент технического состояния агрегата, k_m=0,8.

Для производства ГРП используем насосный агрегат Т-800 производства США. Мощностью - 2500 л/с, трехплунжерный насос с дддиаметром плунжера 5”, обороты двигателя на III скорости:

Ga=1,08 м³/мин, Ра=78 МПа.

n==2,5

Примем n=3 + 1 резерв.

Для производства ГРП требуется 4 агрегата Т-800.

Определяем объем буферной жидкости, исходя из опыта работ на данном месторождении равной 4 м³.

Для заливания применяют следующие химреагенты:

- VQA - 1 - загеливатель - 4кг/м³;

- BXL-10 - образователь песконесущей структуры 2 л/м³, снижает гидравлическое сопротивление.

Расход химреагентов ведется по полному объему жидкости. Для эффективного заполнения трещины песком с учетом инфильтрации необходимо не менее 70% жидкости-песконосителя от объема буферной жидкости.

V_{ж. пн}=30070/100=21 м³/мин.



Таблица 5 - Рекомендуемый порядок закачки пропанта

Стадия	Жидкость, м3	Смесь, м3	Концентрация, кг/м3
1	3	3,1	120
2	4	4,5	360
3	6	7,3	600
4	8	10,5	840
5	10	14	1080
Всего	31	39,4	120-1080

Пропанта необходимо 22,922 т., для транспортировки пропанта в пласт потребуется 31 м³ жидкости песконосителя.

Рассчитаем объем продавки:

Н=2230 м, d_вн=76 мм.

Вместимость 1 погонного метра НКТ - 0,0045 м³.

Vпродавки= (0,00452230) +1=11,035 м³.

Для производства ГРП на данной скважине потребуется:

- буферная жидкость - 4 м³;

- жидкость песконоситель - 31 м³;

- продавочная жидкость - 10,4 м³.

При производстве ГРП используются буллиты V=60 м³. На конец закачки в буллитах должно оставаться по 5 м³. Используются 2 буллита.

Vоб. =4+31+10,4+5+5=55,4 м³

При проведении ГРП создаются давления, которые могут быть опасными для эксплуатационной колонны. Поэтому в межтрубное пространство в 30 м над верхними отверстиями перфорации устанавливают пакер и опрессовывают на 6 МПа. В затрубное пространство закачивают жидкость и при помощи ЦА-320, нагнетая давление до 9 МПа, создают противодавление на НКТ и пакер. Необходимый объем жидкости в затрубном пространстве до пакера



V_затр. =V_обс-V_НКТ; (7.15)

V_обс=d_обс ²L/4; (7.16)

V_обс=*0,1306²*2313/4=31 м³

V_НКТ=d_нкт ²L/4; (7.17)

V_НКТ=*0,076² *2313/4=10,5

V_затр. =31-10,5=20,5 м^3.

Радиус горизонтальной трещины приближенно можно определить по эмпирической формуле

r_t= c*(Q* )^0,5 (7.18)

Максимальный дебит скважины после гидравлического разрыва с образованием в призабойной зоне горизонтальных или вертикальных трещин можно найти по формуле Дюпюи

Q= (7.21)

Где Q - максимальный дебит, м³/с;

k_п.з - проницаемость пласта;

ДP -депрессия на забое (3 Мпа);

- динамическая вязкость нефти (1сПа*с)

Q==5,78*10^-4 м³/c=49,9 м³/cут=47,4 т/cут

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г. К. Максимовича, в которой радиус скважины принимается r_c после ГРП принимается равным радиусу трещины r_t

n=Q₁/Q₂=lg(R_K/r_c)/lg(R_K/r_t) (7.22)

где Q₁ и Q₂ - дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва, R_K=250 м, r_c =0,075 м, r_t=6,78 м.

n=lg(250/0,075)/lg(250/6,78)= 2,05 (раза)

Таблица 6 - Результаты расчетов

Рабочее забойное давление при ГРП, МПа	64,6
Устьевое расчетное давление ГРП, МПа	43,9
Требуемая мощность для проведения ГРП, кВт.	5000
Количество агрегатов потребных для проведения ГРП	4
Объем жидкости-песконосителя, м3	21
Объем продавки, м3	11,035
Необходимый объем жидкости в затрубном пространстве до пакера, м3.	20,5
Проницаемость до проведения ГРП, мкм2	4*10-6
Проницаемость после проведения ГРП, мкм2	8,42*10-6



ВЫВОДЫ

ГРП пласта в настоящее время является основной технологией интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов на Повховском месторождении, обеспечивающей многократный прирост дебита жидкости в эксплуатационных скважинах. Однако, не смотря на многолетний опыт, в применении ГРП пока не выработано каких-либо основательных подходов и принципов выбора скважин. В планировании операций и проведении ГРП нет критериев целесообразности выполнения этих работ, не дана оценка получению сиюминутных эффектов на конкретных скважинах, не выяснены их роли в повышении нефтеотдачи пластов на участках расположения скважин с ГРП, влияния ГРП на работу соседних скважин. Скважины для проведения ГРП необходимо выбрать после проведения анализа выработки рассматриваемого участка, учитывая местоположение остаточных запасов нефти и величину пластового давления.

В целом успешность проведения ГРП составляет около 95%, следовательно вопрос о целесообразности дальнейшего расширения применения ГРП на Повховском месторождении не вызывает сомнения. Расчеты показали, что реализованные мероприятия ГРП обеспечили увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения на 0,6%. Это однозначно свидетельствует о том, что выбранная тактика проведения ГРП полностью соответствовала сложившейся системе разработки и существенно повысила ее эффективность. Принципиального различия в эффективности проведения ГРП между скважинами, вскрывшими монолитный и тонкослоистый пласты, не установлено.

В скважинах, где продуктивный пласт представлен монолитным коллектором, абсолютный и относительный эффект даже несколько выше. В условиях Повховского месторождения величина обводненности продукции скважины перед проведением ГРП на технологическую эффективность этого мероприятия существенно не влияет. Тем не менее, при выборе скважин для проведения ГРП с обводненностью более 40% необходим более тщательный анализ. При проведении ГРП в сравнительно высокопроизводительных скважинах кратность увеличения дебита ниже, но абсолютная величина прироста добычи нефти и стабильность эффекта во времени заметно выше, чем у низко дебитных. Негативного влияния интерференции между подвергавшимися ГРП скважинами и окружающими их, добывающими, не выявлено. По всей видимости это объясняется сравнительно низкими коллекторскими свойствами пласта и несопоставимостью протяженности образовавшихся трещин с расстоянием между скважинами. Таким образом, полученные выводы и рекомендации на данной стадии применения ГРП на Повховском месторождении показали хороший результат. Вопрос о целесообразности дальнейшего расширенного применения ГРП на Повховском месторождении не вызывает сомнения.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816с.

2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653с.

3. Справочник по добыче нефти /В.В.Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразокова. - М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.-374 с.

4. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов.- М.: Недра, 1983.- 510с.

5. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов/ А.Х.Мирзаджанзаде и др.- М.: Недра, 1986.-382с.

6. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/ Ш.К.Гиматудинов, И.И.Дунюшкин, В.М.Зайцев и др.- М.: Недра, 1988.- 302с.

7. Справочное руководство по проектированию разработки и э ксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1983, 455с.

8. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи/ И.Т.Мищенко и др. - М.: Недра, 1984, 225с.

Размещено на Allbest.ru