Анализ эффективности проведения геолого-разведовательных работ

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

Подземное оборудование:

? насосно-компрессорные трубы;

? пакер.

Насосно-компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.

Насосно-компрессорные трубы бывают с гладкими и высаженными (равнопрочными) концами. Трубы с гладкими концами имеют равный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому имеют повышенную прочность нарезной части трубы.

По длине НКТ разделяются на группы:

? от 5,5 до 8 м;

? от 8 до 8,5 м;

? от 8,5 до 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним - К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами подвергаются термообработке.

Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружным диаметром тела трубы.

При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности K, E, Л, M, P, по ГОСТ 633-80 с условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ.

Для разобщения фильтрационной зоны скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.

Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при ГРП. Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Они должны иметь проход, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудование для проведения необходимых технологических операций при освоении и эксплуатации.

В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования:

? пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях, называемый "рабочим давлением”;

? пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.

В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов:

? ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;

? ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;

?

? ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.

Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство - “якорь”.

Якорь - это устройство, предназначенное для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якори. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов: РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной труб. Для проведения ГРП в СП “Катконефть” применяют пакер типа “ОМЕГАМАТИК”, спускаемый в скважину на НКТ-3”.

Особенности:

? надёжная, высокопроизводительная система пакера, состоящая из 3-х резиновых элементов различной жёсткости;

? удержание давления сверху и снизу;

? сердечник для свободного прохождения геофизических приборов и другого инструмента;

? большой внутренний байпас;

? гидравлические зажимные штифты;

? автоматические или ручные зажимные штифты с левой или правой резьбой;

? реверсивный плунжер для блокировки байпаса при высоких давлениях в НКТ.

Дополнительно, кроме комплекса ГРП, на скважине должны находиться:

? насосный агрегат FC2251;

? ППУ;

? АЦН-10;

? пожарная машина.

Монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины производится трубами НКТ с помощью БРС.

Затрубное пространство скважины соединяется с насосным агрегатом 2-х дюймовыми трубами с БРС. Для контроля давления в затрубном пространстве на устьевой арматуре устанавливается датчик давления. Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют кабелями с датчиками давления и двумя кабелями с блендером (смесителем) для контроля плотности со скоростью закачки жидкости.

Для управления насосными агрегатами со станции управления, агрегаты соединяются в соответствующем порядке с панелью управления на станции контроля кабельными линиями.

Завезённая и заполненная в специальные три ёмкости по 40 м³ нефть или вода при необходимости подогреваются с помощью АДПМ-5 до температуры 20-30^оС. В зимнее время подогрев нефти обязателен до температуры 30-60^оС от температуры окружающей среды.

После проверки управления насосными агрегатами и оборудования для записи процесса ГРП производится заполнение рабочей жидкостью насосов, блока манифольда и нагнетательных линий.

Затем на затрубном пространстве насосными агрегатами создаётся давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовка линии высокого давления и блока манифольда производится на 1,25- кратное от ожидаемого при ГРП каждым насосным агрегатом при закрытой задвижке на устьевой арматуре.

После проведения опрессовки и осмотра линий высокого давления открывают устьевую задвижку с поочерёдным запуском и выводом на рабочий режим всех насосных агрегатов, рабочая жидкость подаётся в скважину.

На станции контроля регистрируются все основные параметры процесса:

? давления нагнетания;

? скорость закачки;

? объём закачиваемой жидкости;

? давление в затрубном пространстве скважины;

? количество закаченного песка.

При приближении давления на нагнетательной линии к величине опрессовки НКТ скорость закачки рабочей жидкости снижают.

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 увеличивается по мере нарастания давления.

Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приёмистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью, при отсутствии в пласте естественной трещиноватости.

После установления одного из вышеперечисленных признаков разрыва пласта и максимального развития трещин, когда устанавливается равновесие между объёмами нагнетаемой жидкости и отфильтровывающейся в породу пласта, приступают к закачиванию в пласт с жидкостью расклинивающего материала - кварцевого песка или проппанта при максимальных производительности и давлении насосов.

После закачки заданного объёма песка без снижения темпа закачки производят продавку песчано-жидкостной смеси в пласт продавочной жидкостью объёмом равным объёму НКТ с хвостовиком.

После завершения ГРП останавливают насосные агрегаты, закрывают задвижку на устьевой арматуре и контролируют давление в затрубном пространстве и НКТ.

Устье скважины закрывают до снижения давления в НКТ с целью предупреждения выноса песка из трещины и образования песчаных пробок на забое.

Заключительные работы после ГРП. Во время технологического отстоя скважины проводятся исследования по давлению с помощью манометра. После технологического отстоя около 48 часов и снижения давления на устье скважины производят срыв пакера при нагрузке 3ч5 т выше собственного веса и его подъём с НКТ.

После срыва и подъёма пакера с помощью партии ПГИ осуществляется отбивка забоя на предмет наличия проппанта в эксплуатационной колонне, интервале перфорации и размер зумпфа скважины.

В случае оставления проппанта в зумпфе скважины и интервале перфорации после извлечения пакера ГРП производят нормализацию забоя промывкой двумя агрегатами FC2251с добавлением ПАВ проппант вымывается на поверхность.

После нормализации забоя производится спуск лифта из НКТ, оборудованного забойной воронкой.

С помощью сваба из скважины отбирается объём жидкости, равный объёму скважины плюс объёму гидроразрыва пласта.

Расстановка техники на кусту у скважины представлена на рисунке 4.1

Рисунок 3.1 Расстановка техники на кусту



3.7 Технологический расчет основных характеристик ГРП по методике И.Т. Мищенко

При выборе скважин для проведения ГРП учитывают геологические условия залежи и технические возможности скважины, обусловленные бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтными работами.

Основными критериями подбора скважины для ГРП являются:

? пласты с ухудшенной емкостно- фильтрационной характеристикой (заглинизированы частым переслаиванием);

? скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с окружающими;

? скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные с неравномерной приёмистостью, эксплуатационные с неравномерным отбором).

ГРП проводить не рекомендуется:

? в нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков и горизонтов ближе 20 м;

? в первом эксплуатационном ряду от разрезающего ряда, вблизи очага заводнения, при интенсивной закачке;

? в скважинах, зонах, достигших проектной выработки;

? при наличии межпластовых перетоков.

Расчет параметров ГРП в ТПП “Повхнефтегаз” осуществляется по Программам трехмерного моделирования. В данном курсовом проекте расчет будет произведен вручную для скважины №1763 куста 50 Повховского месторождения.

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

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

б) определение вида трещины и расчет ее размеров.

Основными расчетными показателями процесса ГРП являются: давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, проницаемость трещин призабойной зоны, дебит скважины после ГРП, число агрегатов и ожидаемая эффективность гидроразрыва.

Необходимые данные для расчета основных показателей ГРП:

- глубина скважины, м;

- диаметр эксплуатационной колонны, мм;

- эффективная мощность пласта, м;

- интервал перфорации, м;

- пластовое давление, МПа;

- давление на забое, МПа;

- пористость пласта m, доли единиц;

- проницаемость k, м²;

- нефтенасыщенность Sн, тыс. м².

Для возможности сравнения ручных расчетов с фактическими рассчитаем параметры гидравлического разрыва по методике И.Т. Мищенко.

Исходные данные для расчета основных характеристик ГРП на Повховском месторождении для скважины №1763 куста 50 представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Данные для расчета основных параметров ГРП для скважины №1763 куста 50

Показатель	Обозначение	Величина	Размерность
глубина скважины	L	2 479	м
диаметр колонны	D	0,146	м
эффективная мощность	h	4,0	м
интервал перфорации	l	2 383,5 - 2 389	м
пластовое давление	Pпл.	13,6	МПа
давление на забое	Pзаб.	8,1	МПа
пористость пласта	m	0,22	доли единиц
средняя проницаемость пласта	kп	12*10-15	мІ
темп закачки жидкости	Q	0,058	м3/с
вязкость жидкости разрыва	мж.р.	215	мПас
плотность жидкости разрыва	сж.р.	1010	кг/м3
средняя плотность пород над продуктивным горизонтом	сп.	2300	кг/м3
модуль упругости пород	Е	2104	МПа
коэффициент Пуассона	н	0,3	-

Определим вертикальную Р_вг и горизонтальную Р_гг составляющие горного давления по формулам соответственно по формулам (1.1) и (1.2):

Р_вг = Н_скв с_п g (1.1),

где Н_скв - глубина скважины, м;

с_п - средняя плотность пород над продуктивным горизонтом, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Р_вг = 2479 2300 9,81 = 55,93 МПа

Р_гг.= (1.2),

где н - коэффициент Пуассона.

Р_гг. = МПа.

Сравнивая значения Р_вг > Р_гг. можно предположить, что в подобных условиях при гидроразрыве пласта следует ожидать образования вертикальной трещины.

Найдём давление разрыва Р_р. Оно определяется по формуле (1.3):

Р_р = Р_вг - Р_пл + _р (1.3),

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

_р - сопротивление горной породы на разрыв, _р = 2,5 МПа.

Р_р = 55,93 - 23,97 + 2,5 = 34,46 МПа.

Определим оптимальную концентрацию песка C_п, кг/м³ в зависимости от скорости осаждения зерен проппанта в рабочей жидкости по эмпирической формуле (1.4):

(1.4),

где С_п - концентрация песка, кг/м³;

V_осажд. - скорость осаждения зерен песка (для вязкости 215 мПас жидкости-песконосителя - V_осажд. = 12 м/ч).

кг/м³

Таким образом, концентрация песка С_п = 333 кг/м³, плотность песка принимаем равным ?_пес. = 2500 кг/м³, темп закачки жидкости Q = 0,058 м³/с.

Определим параметры трещины, используя формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П. Желтова.

Оценим сначала ширину трещины после закачки разрыва. Количество жидкости разрыва для проведения ГРП не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется 4-10 мі. Запроектируем, что при ГРП непрерывно закачивают жидкость разрыва для данной скважины в объеме V_ж.р. = 4 мі с вязкостью 215 мПас при темпе закачки Q = 0,058 м³/с.

Для оценки ширины трещины после закачки жидкости разрыва V_ж.р. = 4 мі определим давление разрыва на забое P_р.заб. в этот момент времени по формуле:

(1.5),

где Е - модуль упругости пород, Па;

Q - темп закачки жидкости разрыва, м³/с (в соответствии с характеристикой насосного агрегата);

м_ж.р. - вязкости жидкости разрыва, Пас.

Для приближённой оценки забойного давления разрыва пласта при использовании фильтрующей жидкости можно использовать формулу (1.6):

Р_р.заб = 10^-2КL_c (1.6),

где К - коэффициент, принимаемый равным 1,5 МПа/м.

= 37,185 МПа.

Длину вертикальной трещины L, м определим из выражения (1.7):

L= (1.7),

где h - эффективная мощность, h = 4 м.

L = 20,94 м.

Раскрытость или ширина трещины w_т., м определяется из выражения (1.8):

(1.8)

Раскрытость трещины вполне достаточна, чтобы песок фракции 0,8-1,2 мм поступал в нее при закачке следующей порции жидкости разрыва, являющейся одновременно и жидкостью-песконосителем.

Определяем объемную долю проппанта n_o в смеси (1.9):

n_o = (С_п./с_пес) / (С_п./с_пес + 1) (1.9),

где с_пес. - плотность песка 2500 кг/м³.

n_o = (333/2500) / (333/2500 + 1) = 0,118.

Рассчитаем вязкость жидкости-песконосителя м_ж, Па·c по формуле:

м_ж = м_ж.р. · (1.10)

м_ж = 0,2 · = 0,2907 Па·c.

Определим объем жидкости-песконосителя V_ж.п., мі по формуле:

V_ж.п. = G_п. / С_п (1.11),

где G_п - содержание песка, G_п = 8 т = 8 000 кг.

Количество жидкости- песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. Общее количество песка определяется суммарным объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету, а поэтому нельзя определить расчетом количество потребного песка. По данным отечественной и зарубежной практики рекомендуется принимать 8 - 10 т песка и больше на одну скважину.

V_ж.п. = 8000 / 333 = 24 м³.

С учетом 20% утечек, 24 м умножается на 1,2. Следовательно, реальный объем будет равен 28,8 м.

Объем жидкости- песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки будут работать при высоком давлении, необходимом для продавливания песка в трещины. Закачка же жидкости с абразивными частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

Определим по формуле (1.5) давление на забое скважины в конце гидроразрыва (после закачки 28,8 м³ жидкости-песконосителя в трещину):

= 39,6 МПа.

Длину вертикальной трещины определим по формуле (1.7):

L* = 39,53 м.

Раскрытость или ширина трещины (щ_ТР) определяется из выражения (1.8):

Жидкость-песконоситель, распространяясь в трещины, не заполняет ее полную длину, а проходит на 90% ее длины, следовательно:

L₁ = L* · 0,9 = 35,58 м

После снятия давления трещина закрывается не полностью на интервале, в котором находилась жидкость-песконоситель. Принимая пористость песка в трещине после ее закрытия m = 0,3, определим остаточную ширину трещины по формуле (1.12):

щ₁ = w_т.* · n₀ / (1 - m) (1.12)

щ₁= 0,14 · 0,12/ (1 - 0,3) = 0,022 м

Проницаемость трещины такой ширины определяется по формуле (1.13):

k _т = щ₁² / 12 (1.13)

k _т = 0,022² / 12 = 3,97 · 10^-5 м²

Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром и d_в.н.= 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.

Определим проницаемость призабойной зоны k_п.з по формуле (1.14):

k_п.з. = (k_п. · h + k_т. · щ₁) / (h + щ₁) (1.14),

где k_п. - проницаемость пласта, k_п. = 1210^-15 мІ;

h - эффективная мощность пласта, h = 4 м;

k_п.з. = 2,1510^-7 мІ

Как видно из расчетов, в области распространения трещины проницаемость больше, чем проницаемость пласта. Поэтому приток в скважину будет в основном происходить по трещине с направления, в котором трещина получила развитие.

Определим параметры ГРП:

Потери давления на трение при движении жидкости- песконосителя по НКТ:

Плотность жидкости-песконосителя с_ж, кг/мі рассчитаем по формуле:

с_ж. = с_ж.р.. · (1 - n₀) + с_пес. · n₀ (1.15)

с_ж. = 1185,29 кг/мі

Определим число Рейнольдса по формуле (1.16):

Re = 400 · Q · с_ж. / (р ·d_вн. ·м_ж.) (1.16)

Re = 3964

Рассчитаем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (1.17):

л = 64 / Re (1.17)

л = 64 / 2870 = 0,0161

По Ю.П. Желтову, при наличии песка в жидкости при Re > 200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re = 3964 и n₀ = 0,12 возрастают в 1,52 раза. Тогда потери на давление будут по формуле (1.18):

P_т = (1,52 · л · 16 · QІ · L · с_ж.) / (2 · І · d_в.н.⁵) (1.18),

где P_т - давление, создаваемое при трении, МПа;

L - глубина скважины, L = 2479 м.

P_т = 27,64 МПа

Определим давление, которое нужно создать на устье при гидроразрыве P_у по формуле (1.19):

P_у = Р_заб. - с_ж. · g · L + P_т (1.19)

P_у = 38,42 МПа

Определим необходимое число насосных агрегатов N.

При ГРП жидкости гидроразрыва закачиваются по обсадной колонне при давлении на устье 43,4 МПа при помощи цементировочных агрегатов FC2251 (таблица 3.5).

Таблица 3.5

Техническая характеристика FC2251

Скорость	Подача, л/с	Давление, МПа
I	6,0	70
II	8,3	51
III	11,6	36
IV	14,6	29

Для принятого темпа закачки жидкостей (Q = 58 л/с) необходимое число насосных агрегатов составит по формуле (1.20):

N = P_у · Q / (P_а · Q_а · к_тс.) + 1 (1.20),

где P_а - рабочее давление агрегата, P_а = 51 МПа;

Q_а - подача агрегата при этом давлении, Q_а = 8,3 л/с;

к_тс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы к_тс = 0,8.

N = 5 шт.

Рассчитаем объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя V_п, мі по формуле (1.21):

V_п = 0,785 · dІ_в.н. · L (1.21)

V_п = 0,785 · 0,076І_в.н. · 2479 = 11,24 мі

Продолжительность ГРП одним агрегатом при работе его на II скорости t по формуле (1.22):

t = (V_ж.р. + V_п.) / Q_а (1.22)

t = 36,63 мин.

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины r_с после ГРП принимается равным радиусу трещины R_тр по формуле (1.23):

(1.23),

где Q_ж1 и Q_ж2 - дебиты скважины соответственно до и ожидаемый после гидроразрыва, Q_ж1 = 38,7 м³/сут;

R_тр - радиус трещины, который вычисляется по формуле (1.24):

R_тр. = с · ((Q · (м_ж.р. · t / k_п.)^0,5)^0,5 (1.24),

где с - эмпирический коэффициент, с = 0,02;

R_тр. = 67,89 м.

Ожидаемый дебит после гидроразрыва вычислим по формуле (1.25):

Q_ж2 = n · Q_ж1 (1.25)

Q_ж2 = 3 · 38,7 = 130,65 м³/сут.

Таким образом, после гидроразрыва пласта на очаге скв. №1763 куста 50 можно ожидать увеличение дебита скважины более, чем в 3 раза.

Определим дополнительную добычу жидкости за счет применения ГРП ДQ_ж по формуле (1.26):

ДQ_ж = Q_ж2 - Q_ж1 = 130,65 - 38,7 = 91,95 м³/сут (1.26)

Доля нефти в добываемой жидкости ДQ_н, рассчитывается по формуле:

(1.27),

где r_н - плотность нефти, кг/м³;

а--DQ_в - доля воды в добываемой жидкости, м³/сут.

DQ_в вычисляется по формуле (1.28):

(1.28)

где n_в. - объемная обводненность после проведения ГРП, n_в. = 83,7%.

76,96 м³/сут.

14,16 т/сут.

В результате проведенных расчетов были спрогнозированы:

? дополнительная добыча жидкости за счет применения ГРП ?Q_ж = 91,95 м³/сут;

? дополнительная добыча нефти? ?Q_н = 14,16 т/сут;

? размеры трещины после ГРП L₁ = 39,53 м, ?₁ = 0,022 м;

? давление на забое в начале и в конце гидроразрыва P_заб. = 39,6 МПа и P*_заб. = 39,6 МПа;

? давление, которое нужно создать на устье при гидроразрыве P_у = 38,42 МПа;

? потери давления на трение - P_т. = 27,64 МПа.

Полученные результаты расчета эффективности гидроразрыва пласта сведем в таблицу 3.6.

Таблица 3.6

Результаты расчета эффективности ГРП по скважине №1763 куста 50

Показатель	Обозначение	Значение	Размерность
Вертикальная составляющая горного давления	Рвг	55,93	МПа
Горизонтальная составляющая горного давления	Ргг	23,97	МПа
Давление разрыва	Рр	34,46	МПа
Оптимальная концентрация песка	Сп	333,3	кг/мі
Давление разрыва на забое	Рр.заб	37,185	МПа
Длина вертикальной трещины	L	20,94	м
Раскрытость трещины	wт	0,06	м
Объемная доля проппанта	no	0,118	-
Вязкость жидкости-песконосителя	мж	0,29	Па·c
Объем жидкости-песконосителя с учетом 20% утечки	Vж.п.	28,8	мі
Длина вертикальной трещины	L*	39,53	м
Раскрытость трещины	w*т	0,13	м
Длина вертикальной трещины	L1	35,58	м
Остаточная ширина трещины	щ1	0,024	м
Проницаемость трещины	kт	3,97·10-5	мІ
Проницаемость призабойной зоны	kпз	2,15·10-7	мІ
Плотность жидкости-песконосителя	сж	1185,7	кг/мі
Число Рейнольдса	Re	3963,36	-
Коэффициент гидравлического сопротивления	л	0,016	-
Потери давления на трение	Рт	27,64	МПа
Давление, которое нужно создать на устье при гидроразрыве	Ру	38,42	МПа
Необходимое число насосных агрегатов	N	5	штук
Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя	Vп	11,24	мі
Продолжительность гидроразрыва одним агрегатом при работе его на II скорости	t	36,63	мин
Радиус трещины	Rтр	22,62	м
Ожидаемый эффект от ГРП	n	3,38	-
Дебит скважины после гидроразрыва	Qж2	130,65	мі/сут
Дополнительную добычу жидкости за счет применения ГРП	ДQж	91,95	мі/сут
Доля воды в добываемой жидкости	?Qв	76,96	мі/сут
Доля нефти в добываемой жидкости	?Qн	14,16	т/сут

3.8 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта

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 11.5м). Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин. На 01.01.17 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 "Повхнефтегаз" 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 БВ_8-10 - 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 БВ_8-10 в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.

В таблице 3.7 представлены плановые показатели от проведения ГРП на Повховском месторождении.

Таблица 3.7

Плановые показатели от проведения ГРП на Повховском месторождении

Показатель	Скважина
	1098	235	3218	3282	4151	4347	4368	4430	4482	462
Объем добываемой нефти до ГРП, мі/сут	4,0	7,0	3,0	3,5	8,0	4,2	2,5	3,0	4,5	2,9
Объем добываемой нефти после ГРП, мі/сут	14,3	28,8	21,6	13,2	31,0	16,0	7,3	20,2	26,6	9,0
Ожидаемый объём дополнительно добытой нефти:
в 2015 г., тыс. т	3,7	8,0	6,8	3,6	8,4	4,3	1,8	6,3	8,1	2,2
в 2016 г., тыс. т	2,5	5,2	4,5	2,3	5,5	2,8	1,2	4,1	5,3	1,5
в 2017 г., тыс. т	1,2	2,6	2,2	1,2	2,8	1,4	0,6	2,1	2,7	0,7
Накопленный объём дополнительно добытой нефти, тыс. т	7,5	15,8	13,5	7,1	16,7	8,6	3,5	12,5	16,0	4,4

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.

Основные технико-экономические показатели предприятия приведены в (таблице 3.8). Производительность труда на предприятии за последние годы постепенно возрастает, что говорит о рациональном использовании трудовых ресурсов. Фонд заработной платы в 2016 г. вырос почти в два раза, это объясняется повышением коэффициентов к установленным должностным окладам и тарифным ставкам. Из анализа фонда скважин Повховского месторождения следует, что значительное число скважин находится в бездействии. Это говорит о неэффективном его использовании в 2015 г., поэтому необходимо уделять большое внимание оптимизации работы скважин, внедрению новой техники и технологий проведения организационно-технических мероприятий, при этом необходимо проверять их эффективность на основе экономического расчета.

Себестоимость - это выраженные в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции. Себестоимость отражает величину текущих затрат, имеющих производственный характер и обеспечивающих процесс простого воспроизводства на предприятии.



Таблица 3.8

Основные технико-экономические показатели Повховского месторождения в период 2015 - 2017г.

Показатель	Год
	2015	2016	2017
Добыча нефти, тыс. т	4321,4	4313,2	4417,9
Добыча жидкости, тыс. т	13696,2	14625,0	15663,4
Закачка воды тыс. м3	15049,0	14577,2	15703,4
Среднесуточный дебит: нефти, т/сут жидкости, т/сут	13,3 42,1	12,9 43,8	13,2 46,7
Обводненность, %	68,4	70,4	71,8
Среднедействующий фонд скважин, скв.	1078	1098	1187
Коэффициент эксплуатации	0,96	0,97	0,95
Коэффициент использования	0,9	0,92	0,91
Численность персонала, чел.	1247	1196	1175
Фонд заработной платы, тыс. руб.	61691,75	87425,1	172838,1
Себестоимость 1 т нефти, руб.	575,45	747,77	837,9

Она представляет собой стоимостную оценку используемых в производстве природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов других затрат. Для получения большей прибыли на предприятии необходимо проводить анализ себестоимости или классификацию затрат по статьям калькуляции.

Из таблицы видно, что основными затратами, влияющими на себестоимость продукции, являются:

-расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (24,0 %);

-общепроизводственные расходы (17,9 %);

-прочие производственные расходы (30,4 %).

Анализируя себестоимость нефти и газа, намечают пути и мероприятия по снижению себестоимости продукции. Снизить себестоимость можно путем пуска бездействующих скважин, увеличения межремонтного периода работы скважин, ускорения ремонтов скважин и другими мерами, повышающими коэффициенты использования фонда скважин и эксплуатации.



Заключение

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 используемой литературы

1. Ардасенова В.Н. Средства индивидуальной защиты работающих на производстве: каталог - справочник /В.Н. Ардасенова. М.: Профиздат, 1988. 176 с.

2. Анализ эффективности применения методов повышении нефтеотдачи на крупных объектах разработки / М.А. Токарев, Э.Р. Ахмерова, А.А. Газизов, И.З. Денисламов. Уфа: Издательство УГНТУ, 2001. 115 с.

3. Анализ разработки Повховского месторождения: проектный документ/ "КогалымНИПИнефть". Тюмень, - 2005. 430 с.

4. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки /А.А. Газизов. М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2002. 639с.

5. Желтов Ю.П. Деформация горных пород /Ю.П. Желтов. М.: Недра, 1966. 197 с.

6. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти /Г.З. Ибрагимов. М.: Недра, 1991. 385 с.

7. Крайнова Э.А. Экономика нефти и газа: учебное пособие /Э.А. Крайнова. Уфа: УГНТУ, 1998. 152 с.

8. Кристиан М.Н. Увеличение продуктивности и приёмистости скважин: перевод с румынского/ М.Н. Кристиан, С.Р. Сокол, А.К. Константинеску. М.: Недра, 1985. 184 с.

9. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов: Учебное пособие / Л.Е. Ленченкова, М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев. Уфа: Издательство УГНТУ, 1998. 255 с.

10. Логинов Б.Г. Гидравлический разрыв пластов /Б.Г. Логинов, В.А. Блажевич. М.: Недра, 1966. 147с.

11. Махмудбеков З.А. Интенсификация добычи нефти /З.А. Махмудбеков, А.И. Вольнов. М.: Недра, 1967. 140 с.

12. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона /С.М. Вайншток, В.В. Калинин, В.М. Тарасюк, В.И. Некрасов. М.: Академия горных наук, 1999. 350 с.

13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Госгортехнадзор России, 1993. 104 с.

14. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986. 648 с

15. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: учебник для ВУЗов /Ш.К. Гиматудинов, Д.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1988. 302 с.

16. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа: учебное пособие /Г.З. Ибрагимов, В.Н. Артемьев, А.И. Иванов, В.М. Кононов; Под редакцией Ю.Н. Захарова. М.: Издательство МГОУ, 2005. 243с.

17. Усачёв П.М. Гидравлический разрыв пласта: учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве/ П.М. Усачев. М.: Недра, 1986. 165 с.

18. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: справочник рабочего /В.Г. Уметбаев. М.: Недра, 1989. 215 с.

19. Филин В.В. Краткий анализ лабораторных исследований и результатов промышленного применения новых технологий повышения нефтеизвлечения /В.В. Филин, В.А. Кувшинов, Л.К. Алтунин // Интервал. 2002. №11. С.24-28.

20. Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности /В.Ф. Шматов, Ю.М. Малышев, А.Ф. Брюгеман. М.: Недра, 1990. 416 с.

21. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебник для техникумов /А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. М.: Недра, 1989. 480 с.

Размещено на Allbest.ru