Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2999 руб.)

Гидроразрыв пласта ГРП на скважинах пласта БВ8 «Повховского месторождения». Анализ эффективности гидроразрыва на скв.№714-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ID: 179260
Дата закачки: 20 Марта 2017
Продавец: Desilter777
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Гидроразрыв пласта ГРП на скважинах пласта БВ8 «Повховского месторождения». Анализ эффективности гидроразрыва на скв.№714-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Данная пояснительная записка содержит страниц, таблиц и графиков.
В дипломном проекте представлено графических и один технический чертеж.
В геологической части освещены особенности геологического строения горизонта БВ8 и его коллекторские свойства: пористость, проницаемость, нефтегазоностность. Произведен подсчет балансовых, извлекаемых запасов нефти и газа.
Технологическая часть показывает влияние особенностей геологического строения горизонта БВ8 на текущее состояние разработки и нефтеизвлечение. Исследовано состояние работы скважин. Изучено состояние фонда скважин и причины, влияющие на формирование фонда. Дана оценка применяемой системе разработки. Произведен подсчет технологических показателей разработки на 1998-2002 годы по методу Максимова М.И.
В технической части обоснована необходимость и цели проведения гидроразрыва пласта на Повховском месторождении.
Рассмотрена технология проведения гидроразрыва и объемы проведенных работ. Показана методика проведения геофизических исследований и оценка эффективности гидроразрыва по заключению геофизики.
В экономической части рассчитана себестоимость добычи нефти по горизонту БВ8 за 4года. Подсчитан экономический эффект от реализации дополнительной добытой нефти за счет ГРП.
Экологическая часть описывает состояние экологической ситуации, сложившейся на месторождении. Произведен расчет концентрации вредных веществ при сжигании газа на факеле. Предложены мероприятия по стабилизации ситуации.
В разделе «Охрана труда» выявлены основные факторы, воздействующие на здоровье человека и предложены необходимые мероприятия для снижения риска травматизма.
Введение.
Повховское месторождение по объему начальных запасов относится к разряду крупных. Согласно подсчета запасов утвержденого ГКЗ Росси в 1993 году, на месторождении числится 507364 тыс.т. балансовых, 224630 тыс.т. извлекаемых запасов. Среднее значение КИН – 0,443.
Основные запасы месторождения сосредоточены в горизонте БВ8-95,8%.
По сравнению с одновозрастными пластами горизонт БВ8 отличается более высокой степенью неоднородности.
Согласно модели, на базе которой произведен последний подсчет запасов, горизонт представляет собой единую гидродинамическую систему, имеющую верхнюю связанную и нижнюю прерывистую зоны.
Связанная зона имеет небольшое распространение по площади и относится к центральной части. Краевая часть горизонта представлена прерывистой зоной, выполненой тонкослоистым коллектором.
Исследования показали, что для подключения запасов в разработку требуется плотность сетки скважин 8га/скв, что и было сделано в центральной части. По крайней зоне бурение уплотняющей сетки экономически неоправдано.
В этой области сосредоточено 26,3 млн.т. пассивных запасов и 139млн.т. балансовых запасов с более худшими продуктивными свойствами, чем по центральным частям. Для вовлечения этих запасов в активную разработку в 1993 году по краевой части горизонта в добывающих скважинах начал применяться метод гидро разрыва пласта.
Быстрая окупаемость кап.вложений и высокая эффективность метода позволила добиться высоких экономических показателей и создать базу для проведения ГРП в АО «Лукойл – Когалымнефтегаз».

1. Геологическая часть.
1.1.История изученности района.

Повховское многопластовое месторождение нефти было открыто в 1972 году поисковой скважиной №7 , пробуренной на Средне-Ватьеганской сейсмической структуре.
Месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Суггутского нефтегазоностного района.
В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку от города Когалым и 102 км на северо-восток от г.Сургута.
В пределах площади в 31 км. расположен пос.Новоаганск – Сургут-Омск. В непосредственной близости от месторождения находится газопровод Уренгой- Вынгапур-Челябинск-Новополоцк.
Ближайшие месторождения:
Ватьеганское – в25км к юго-западу; Южно-Ягунское – в90км к юго-западу; Северо-Ватьеганское – в54 км к востоку.
Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьеган, впадающих в реку Аган.
Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +75 до + 110 м. Сильная заболоченность района, как и остальных районов севера Тюменской области связана с наличием мощного слоя вечномерзлых пород, играющих роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком.
В следствии большой глубины болот и их позднего промерзания движения сухопутным транспортом затруднено.
Климат района резко-континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Среднегодовая температура –3 С. Самый холодным месяц – месяц – январь (до –50 –58С), самый теплый – июль (до +30С). Общее количество осадков в год достигает 400-500мм. Наибольшее кол-во осадков на начало и конец лета.
Растительность представлена сосной, кедром, на заболоченных участках, в поймах рек встречается береза и тальник.
2.Технологическая часть.
2.1.История проектирования разработки пластов БВ1/8 и БВ 2/8
Повховского месторождения.

Месторождение введено в разработку в июле 1978 года согласно технологической схеме, составленной СибНИИНП и утвержденной Центральной комиссией по разработке (протокол № 613 от 18 мая 1978 года ).
Технологической схемой предусматривалось:
• Максимальный проектный уровень добычи нефти 6,3 млн.тонн в год;
• Применение площадной системы заводнения с размещением скважин по обращенной схеме, расстояние между скважинами –600м;
• Бурение 936 добывающих, 414 нагнетательных (в том числе 60 резервных) при общем пробуренном фонде 1423 скважины.
 В процессе разбуривания юго-западной части месторождения и бурения разведочных скважин получена дополнительная информация, изменившая ранее существовавшее представление о геологическом строении объекта разработки. Строение оказалось более сложным, чем было принято при составлении технологической схемы.
По данным фактической эксплуатации площадной системы заводнения на юго-западном участке месторождения установлено опережающее обводнение скважин наиболее проницаемым пропластком, в связи с чем осуществление (процесса) регулирования процесса вытеснения становится невозможным.
В 1981 году институтом СибНИИНП планировалось составление дополнительной записки к технологической схеме по всему Повховскому месторождению на базе утвержденных ГКЗ запасов нефти.
Основные технические решения, принятые в варианте, сводятся к следующему:
 Центральная зона и краевые участки в зонах совпадения пластов БВ 1/8 и БВ 2/8 разбуриваются по треугольной сетке скважин с расстоянием (между ними) 300х300(7,8 га/скв);
 Участки краевых зон с развитием одного пласта БВ 1/8 или БВ 2/8 разбуриваются по прямоугольной сетке скважин с расстоянием 300х520м (15,6 га/скв);
 Система воздействия в зонах с плотностью сетки 7,8 га/скв. усиливается до соотношения нагнетательных и добывающих скважин как 1 2 путем поперечного разрезания блоков, осуществляемого переводом добывающих скважин под закалку.
Утвержденная дополнительная записка к утвержденной схеме разработки Повховского нефтяного месторождения выполнена на основании протокола Министерства нефтяной промышленности по рассмотрению плана добычи нефти и газа по объединению «Башнефть» на 1990-1994 годы от 20.05.89 г. и принято за основу.

2.2. Особенности геолого-физической характеристики
коллекторов горизонта БВ8 Повховского месторождения.

На проектном геологическом разрезе в продуктивном горизонте БВ8 выделены 2 пачки , в дальнейшем индексируемые как пласты БВ1/8 и БВ2/8. Верхняя, более песчаная пачка –пласт БВ1/8 , нижняя глинистая –пластБВ2/8. По степени песчанистости горизонта БВ8 выделяют три типа разреза.
Первый тип представлен в целом более глинистым разрезом, где нижняя пачка практически замещена глинами или представлена маломощными коллекторами, в основном алевролитами. В площадном отношении этот тип характерен для участков, граничащих с зонами замещения (скв.№8,9,12,18,19,20,22).
Второй тип – это разрез с максимальной песчанистостью всего горизонта БВ8. Толщина глинистого раздела между пачками незначительна (не более 1-2м). Этот тип разреза распространен в присводовых частях локальных поднятий (район скв.№10,11,21,24 и др.).
Третий тип является промежуточным между вышеперечисленными и для него в той или иной мере свойствены признаки как первого так и второго типов. В плане зоны распространения 3-го типа приурочена к северной части месторождения (район скв.№5,40,90,91 и др.).
Между пластами БВ1/8 и БВ2/8 хорошо просмативается глинистая перемычка в основном толщиной 3-5 метров. На сводовых участках толщина глинистой перемычки резко сокращается до 1,5м, тем самым указывая на возможность слияния этих пластов.
Залежи пластов БВ1/8 и БВ2/8 являются пластовыми, металогически экранированные.
Песчанники верхнего пласта БВ1/8 имеют широкое распространение и глинизируются на западном склоне (скв№14,15,32), северо-западной части месторождения (скв№2,85,92,93,94,97,98,101,104 ),а также на востоке (скв №33,43).
Области с максимальными эффективными нефтенасыщенными толшинами приурочены к присводовым участкам, иногда к восточным крыльям и зонам сочленения структур.
Пласт БВ1/8 содержит 80% запасов месторождения.Залегает в верхней части горизонта БВ8, развит повсеместно.
Общая толщина 17,6-26,6м, эффективная толщина от 0,4 до 21 м верхняя часть пласта 10-16м. монолитна, с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя часть тонкое чередование проницаемых и плотных непронецаемых пород. А всего в разрезе пласта встречается от 1 до14 проницаемых пропластков толщиной от 0,4до10м. Пористость нефтенасышенных коллекторов составляет 19,4 %, проницаемость-0,0359мк/мм2, плотность нефти 845-886кг/м3. Дебиты нефти составляют от0,4 до 179м3,сут (скв. №9 и №24 соответственно).
Пласт БВ2/8 содержит до 14% запасов месторождения. Залегает в нижней части горизонта БВ8, развит неповсеместно. Общая толщина 19-27м, эффективная толщина –0,4-13м. Пласт еще более неоднороден и еще более заглинизирован. Зона глинизации пласта заходит в осевую часть месторождения (скв.№4,8,9,12,18,20) и на восточный склон (восточный склон №26,41,16,17,31,41,43,38). Пористость пласта 19,6% проницаемость 0,0132мкм2. Плотность нефти от 857 до 869 кг/м3. Дебиты нефти изменяются от 0,6м3/сут (скв№32) до 66,5 м3 /сут (скв№30).
В целом пласт БВ8 имеет сложное строение с частым пересеиванием и взаимозамещением песчаников, алевролитов, аргиллитов, а также прослоями и мензами карбонатных пород.
Коллектор представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, часто различной слоистостью (горизонтальный, косой, мелкой, крупной). В обломочной части осадочных пород доминирует квару (30-40%),полевые шпаты (50-60%), аргеллиты.
В целом, невысокие коллекторские свойства горизонта обусловлены относительной мелкозернистостью коллектора и плотной упоковкой зерен пород, а также глинисто-хлоритовым пленочным цементом коллектора, который образует тонкозубчатую поверхность зерен и сужает просветность поровых каналов.
О сравнительно невысоких значениях средней проницаемости горизонта четко свидетельствуют и высокие значения водоудерживающей способности (до 47%), т.е. большое количество пор относятся к тонкосубкапиллярным, заполненным пластовых условиях связанной водой и не участвуют в фильтрации.
Коллекторы БВ1/8 более крупнозернистые, менее глинистые и карбонатные лучше отсортированы по сравнению с коллекторами БВ2/8, что обуславливает лучшее по сравнению с БВ2/8 коллекторские свойства.
По горизонту БВ8 величина пластовой температуры колеблется от 79 до92С и в среднем составляет 83-85С при температуре насышения нефти парафином 25,7 –23С.
При погружении залежи давление и температура повышаются. Нефть не донасыщена газом, давление насыщения значительно ниже начального пластового и составляет 10-14МПа. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшается, соответственно увеличивается плотность и вязкость нефти. В целом нефти горизонта БВ8 легкие, малосмолистые, маловязкие, сернистые, парафинистые.
Учитывая закрытый характер сведений о начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти в производственном объединении «Когалымнефтегаз» данные о запасах нефти-507 364тыс тонн; начальные извлекаемые- 224630тыс.тонн; проектный коэффициент нефтеизвлечения для горизонта БВ8 принят равным 0,443.

2.3.Анализ динамики основных показателей разработки пласта БВ8.

В таблице представлена динамика основных технологических показателей разработки пласта БВ8 Повховского месторождения за 1978-97годы, а на рис. –кривые изменения годовой добычи нефти, жидкости и среднегодовой обводненности добываемой продукции.
Промышленная разработка горизонта БВ8 началась в 1978году. Интенсивное разбуривание залежи привело к быстрому и резкому наращиванию объемов добычи нефти. До 1989года бурение шло в основном на горизонт БВ8, запасы которого составляют 95% всех балансовых запасов Повховского месторождения. С 1979года начинает осваиваться система внутриконтурного заводнения. Для системы ППД используются подземные воды апт-альб-сенаманского водоносного комплекса.
1986-87 годы характеризуются максимально достигнутыми уровнями добычи нефти (11232,8 и 11283,6тыс.тонн),что соответствовало 5,0-5,02 %отбора в год от начальных извлекаемых запасов нефти.
С 1988 по 1994 годы отметилось неуклонное снижение добычи нефти, и нарастанием текущей обводненности. Принятие кардинальных мер по увеличению текущих отборов жидкости в 1995-97годах обеспечило стабилизацию добычи нефти и даже ее рост в 1997году. Темп разработки горизонта БВ8 в 1997 году составил 2,28% от начальных извлекаемых запасов нефти, а по состоянию на 1.01.98года из скважин с начала разработки было добыто 120242,3тыс.тонн нефти или 23,7% от начальных балансовых запасов. Среднегодовая обводненность добываемой продукции в 1997году составила 55,9% (весовых).
На динамику отборов нефти и жидкости значительное влияние оказали следующие факторы :
 Во-первых, снижение дебитов скважин при переводе их с фонтанного способа на механизированную добычу в связи с ростом обводненности продукции. По скважинам пласта БВ1/8 осредненный потенциальный дебит в период их фонтанирования после перевода скважин на механизированный способ добычи составил половину от максимально достигнутого при фонтанном способе. (см. рис.).С ростом обводненности продукции и снижением проводимости пласта почти в 4 раза сократился текущий дебит жидкости по скважинам после их перевода на мехдобычу. При этом рабочие депрессии на пласт выросли.
Аналогичные показатели по скважинам, эксплуатирующим менее продуктивный пласт БВ2/8: падение потенциальных дебитов в 1,5 раза при переводе на мехдобычу при одновременном росте обводнения в 4,2 раза.
Вторым существенным фактором является качественное и колличественное изменение структуры ввода новых запасов. К 1987 году основная продуктивная часть запасов нефти была уже введена в разработку и весь объем эксплуатационного бурения был перенесен в краевые области залежи, характеризуюшиеся низкими добывными возможностями, низкой степенью подключения запасов в разработку.
Проведенный анализ показал, что возможности по существенному приросту запасов отсутствуют , а , следовательно, тенденция к падению добычи нефти сохранится и будет определяться темпом обводнения вовлеченных запасов.
Некоторым фактором стабилизации добычи нефти может являться бурение уплотняющей сетки скважин на менее продуктивную часть горизонта БВ8. Поэтому центральная часть пластов БВ1/8 и БВ2/8 была разбурена по прямоугольной сетке плотностью 8га/скв. Дальнейшее исследование и экономические расчеты показали, что бурение уплотняющей сетки скважин на краевых зонах невыгодно, т.к. большинство новых скважин будет иметь дебит не более 7м3/сут, что автоматически переводит их в бездействующий или малодебитный фонд.
Поэтому было решено провести ряд геолого-технических мероприятий с целью повышения степени пласта воздействием. Так, для вовлечения балансовых запасов, отличающихся худшими продуктивными свойствами , в активную разработку с 1992 года по краевой части горизонта в добывающих скважинах начал успешно применяться метод гидравлического разрыва пласта. Это позволило повысить дебит нефти обработанных скважин в 6,5 раза , сократить величину пассивных запасов, увеличить величину коэффициента эксплуатации скважин от 0,5 до 0,95.
Быстрая окупаемость капитальных вложений позволила добиться высоких экономических показателей при продолжительности эффекта 2-3года и создать базу для проведения ГРП в АО «Лукойл-Когалымнефтегаз» и других районах.

2.4.Анализ основных показателей работы новых скважин
и скважин переходящего фонда за 1978-93годы.
Сведения, приведенные в таблице, подтверждают раннее сделанные выводы об особенностях разработки горизонта БВ8. Величина годовых отборов нефти из новых скважин до 1987года была весьма существенна в общей добыче нефти по горизонту. Пока в разработку вводились высокопродуктивные зоны пласта БВ1/8 , параметры работы новых скважин характеризовались относительно высоким дебитом нефти, низкой обводненностью продукции. После 1987года с переносом фронта эксплуатационного бурения на краевые зоны пласта БВ2/8 дебиты вновь вводимых скважин резко уменьшились. Это привело к тому, что эксплуатационный фонд числено продолжал увеличиваться, а прирост в добыче нефти некомпенсировал естественное снижение в общей динамике, вызванное нарастание текущих отборов попутной воды.
О темпах обводнения фонтанных скважин и их перевода на механизированный способ добычи нефти свидетельствуют такие цифры:
Приведены в таблице №
С 1978 по 1986 годы доля жидкости, добытой насосным фондом, возросла до 90 , 33% (Таблица № ) , а в1993 году уже составляла 99,9%. Среднее дебиты по жидкости новых скважин в 1993 году снизились до рекордной величины –1,9 т/сут, в то время ка дебиты по жидкости одной действующей скважины составляли 17,8 т/сут.

Анализ эффективности применяемой системы разработки.

Из таблицы видно что за 1997год эксплуатационный фонд в целом по месторождению увеличился на 62 скважины и по состоянию на конец года был равен 2079. Поражает величина неработающего фонда-41,9% на конец 1997года, что составляет 872 скважины. Внимательное рассмотрение состояния фонда по способам эксплуатации показывает , что по фонтанным скважинам, оборудованных ШКН, положение с неработающим фондом наиболее тяжелое, доля простаивающих скважин на конец года составляла соответственно 51,6% и 54%. Скважины, оборудованные УЭЦН, отмечаются более стабильной работой (см.рис2.3.)
Основной проблемой в использовании фонда скважин является большая доля низкодебитного фонда . Так, по скважинам горизонта БВ8 для 16% фонда максимальный дебит по нефти не превышает 3т/сут. С текущем дебитом нефти менее 5т/сут работает 38, 9% скважин, менее 2т/сут – 19%. Большинство скважин этого фонда периодически работает в режиме накопления или бездействуют.
По объектам разработки БВ1/8 и БВ2/8 поддержание пластового давления путем закачки воды осуществляется в нагнетательные скважины, разрезающие эти пласты на блоки самостоятельной разработки. В каждом блоке размещены параллельно линиям нагнетания по три ряда эксплуатационных добывающих скважин. Основная, блоковая система воздействия усилена очаговыми нагнетательными скважинами на отдельные локальные участки залежей. Пласты БВ9 иБВ10 эксплуатируются совместно с пластами БВ8. По пласту ЮВ1 применяется площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 х 400м.
Анализ геолого-промысловых исследований позволяет судить о недостаточной эффективности применяемой системы разработки по горизонту БВ8.
Отсутствие надежных критериев в выделении резко отличающихся коллекторическим и продуктивными свойствами пластов БВ1/8 и БВ2/8, и в большей степени несовпадение принятой схемы корреляции с характером изменения свойств по разрезу привело к значительной изменчивости интервалов перфорации скважин.
Анализ геолого-промысловых исследований и расчеты показали, что целесообразным представляется эксплуатация горизонта БВ8 единым объектом разработки с изменяющейся плотностью сетки скважин в зонах низкого охвата пласта заводнением.
Сведения о готовых объемах закачиваемой воды и текущей компенсации отборов жидкости закачкой воды за 1979 –1997годы приведены в табл. №.

2.6.Сопоставление проектных и фактических показателей
разработки пласта БВ8 за 1990-93годы.

В таблице № приведены в сопоставлении основные проектные и фактические показатели разработки. Проектные показатели разработки до 1994 года были утверждены протоколом ЦКР МНП к авторскому надзору, выполненному научно-исследовательским институтом «БашНИПИнефть» и протоколом ЦКР производственного объединения «Главтюменьнефтегаз» в дополнительной записке к технологической схеме, подготовленной научно-исследовательским институтом "С«бНИИНП".»В 1993году, исходя из реально сложившейся геолого-технической обстановки на Повховском Месторождении, ЦКР МНП были уточнены уровни добычи нефти и основные технологические показатели разработки с 1993 по 1996годы.
За три года разработки (1990-1992г.г.г.) фактические уровни добычи нефти с годами имеют все большее отставание от проектных и лишь в 1993 году за счет дополнительной корректировки проектных уровней фактическая добыча нефти достигла проектного уровня. Расхождение проектных и фактических показателей добычи нефти объясняется рядом причин:
1. Значительным уровнем простаивающего и неработающего фонда (см.табл.2.3.)
2. Действующий фонд скважин по годам резко отстает от проектных значений : в 1990 году- на 640 скважин; в 1991году- на 793 скважины; в 1992 году – на 1028скважин и в 1993году – на 47 скважин, при этом фактические дебиты по нефти одной действующей скважины превышали проектные уровни.
3. К рассматриваемому периоду основные высокопродуктивные зоны пласта БВ1/8 были разбурены, ввод новых скважин шел по краевым. Низкопродуктивным зонам пластов БВ1/8 и БВ2/8, что не давало значительного прироста в текущей добычи нефти.
Таким образом, главная причина в невыполнении проектных заданий по добыче нефти связана с проблемами в эксплуатационном фонде:
 Большая доля простаивающего, находящегося в накоплении, бездействующего фонда;
 Большая доля скважин с низкими текущими дебитами.





Коментарии: 3.Техническая часть.
3.1.Цели и необходимость проведения гидравлического разрыва
Пласта на краевых низкопродуктивных зонах Повховского
месторождения.
Как уже отмечалось выше, по сравнению с одновозрастными пластами горизонт БВ8 отличается значительно более высокой степенью неоднородности и представляет собой единую гидродинамическую систему, имеющую верхнюю связанную и нижнюю прерывистую зоны.
Связанная зона имеет меньшее распространение по площади и больше относится к центральной части горизонта. Краевая часть, в основном, представлена прерывистой зоной, выполненной тонкослоистым коллектором.
В краевой области горизонта сосредоточено 26,3 млн. тонн пассивных запасов. Кроме того, в этой области сосредоточено 139 млн. тонн балансовых запасов, отличающихся значительно более худшими продуктивными свойствами, чем по центральным частям.
Проведенные ранее исследования показали, что для подключения этих запасов в разработку требуется плотность сетки скважин 8 га/скв. Если в центральной части месторождения удельные запасы прерывистой зоны достаточны для уплотнения сетки скважин, то по краевой зоне бурение уплотняющих скважин экономически неоправдано, т.к. даже в зонах наибольшего развития прерывистой части разреза дебит уплотняющих скважин не превышает 5т/сут.
Поэтому с целью вовлечения запасов краевой области горизонта в активную разработку с1992 в добывающих скважинах начал применяться метод гидроразрыва пласта (ГРП).
Так как по краевой части залежи формируются скважины, отслужившие свое проектное назначение и которые с высокой эффективностью можно будет перевести в нагнетательные после ГРП.
В данный период по горизонту БВ8 происходит формирование рядной системы заводнения в блочную. Проведение ГРП позволит ускорить этот процесс как за счет организации очагов стягивания, так и за счет ускоренной выработки запасов в разрезающих и нагнетательных рядах по первоначальному проекту.
Но основной целью ГРП является вывод из простоя и бездействующего фонда скважин, количество которых на конец 1997года на месторождении составляло 41,9% эксплуатационного фонда, основная часть которых находится в краевых зонах пласта БВ8 .
Поэтому при отборе скважин по горизонту БВ8 первоочередное внимание было удалено прерывистой зоне пласта. Из проведенных исследований стало ясно, что существуют зоны, где полностью отсутствует дренирование прерывистой зоны самостоятельными скважинами. По многим скважинам, расположенных вблизи таких зон, даже при наличии близлежащей нагнетательной скважины, перфорированной на весь разрез, отмечается нулевая обводненность продукции и низкий дебит по нефти. Этот тип скважин составил первую группу выбранных для проведения ГРП.
К необходимости проведения ГРП можно также отнести следующие факторы:
 Выравнивание темпов отбора по слабодренируемым и высокопродуктивным зонам;
 Сокращение пассивных запасов за счет более высокой экономической окупаемости краевых скважин и т. д.
Все вышеперечисленные факторы вызвали необходимость проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении.

3.2.Технология проведения гидравлического разрыва пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949года. Только в США до 1981 года было приведено около 800 тысяч успешных операций при положительном эффекте около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансовых в балансовые. За рубежом ГРП рассматривается как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами.
В отличие от зарубежного, в отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами по сравнению с прилегающими скважинами или на скважинах, значительно снизивших свои добывающие показатели.
После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП:
 Проведение геофизических исследований на скважине для определения:
 Технического состояния эксплуатационной колонны (наличие-отсутствие негерметичности);
 Качества цементного кольца в интервале перффации, а так же выше и ниже с целью выявления заколонных перстоков;
 Работающих интервалов пласта с помощью термограмы, термоиндуктивной и механической дебитометрии;
 Продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановление уровней;
 Дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида.
Снижение забойного давления и создание депрессии на пласт осуществляется с помощью компрессора.
После выдачи заключений данных геофизического материала производит спуск 3`` НКТ высокопрочных (Р мах фи =70 МП а) с пакером и установку (посадку) пакера выше интервала перфорации.
Для каждой конкретной скважины рассчитывают количество жидкости разрыва и расклинивающего агента.
К жидкости разрыва предъявляются сложные требования. Это: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания ; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины и т. д.
В настоящее время СП «Катконефть» в качестве жидкости разрыва применяет дизельное топливо, доведенное до гелеобразного состояния с помощью фирменной системы ОG-4 ,созданной канадской фирмой «Фракмастер». Такая жидкость отлично удерживает песок и эффективно продвигается в коллекторе на большие глубины при высоких температурах, встречающихся на Повховском месторождении.
Система ОG-4 также уменьшает силу трения ,что снижает потери давления на трение до 60% и позволяет сосредоточенно направлять поток к нижней части НКТ.
Вторым слагаемым успеха является выбор расклинивающего агента. В связи с этим выбор был остановлен на керамическом пропанте, обладающим более высокой прочностью , чем кремнистый песок. Таким материалом для СП «Катконефть» стал зернистый карболит размерностями 16/20 и 20/40 (диаметр зерен 6,8мм и 1мм). Он удачно сочетается с гелеобразным дизтопливом , хорошо сортируется , обладает правильной сферичностью и высокой проницаемостью в трещины после разрыва. Тип размерности 16/20 или 20/40 выбирают в зависимости от геологических условий.
После выбора количества и типа размера пропанта изучают параметров работы скважины для составления графика закачки пропанта. Так как на месторождении проводятся не глубокие обработки скважин методом ГРП, то количество пропанта на одну скважину составляет максимум 5тонн.
В СП используют двухразмерную систему притока, разработанную в Канаде. Она дает возможность применить теорию генерации трещины к оптимизации проектирования процесса разрыва.
После подготовки скважины и проведения необходимых расчетов производят гидравлический разрыв по утвержденной программе.
Объем закалки и количество пропанта зависит от проницаемости коллектора и расчетной величены трещины. Обычно после закалки 50-80м3 дизельного топлива падают жидкость разрыва с пропантов концентрацией 100-1000кг пропанта на 1м3 жидкости разрыва .
В этот момент происходит рост давления до максимального (см.рис.3.1.). Весь процесс разрыва контролируется с помощью приборов и регистрируется непрерывно с записью всех параметров (количества расхода жидкости , карболита, рост давления) процесса поминутно. В момент возникновения пика давления (Рмах =60 Мпа) и происходит собственно гидравлический разрыв пласта. Давление начинает резко падать (рис.3.1.) и становится минимальным (~5,5-6,0 МП а), что соответствует гидравлическому сопротивлению движения жидкости в НКТ
После гидроразрыва начинают процедуру «обратного потока» для извлечения жидкости разрыва и незакрепившегося расклинивающего агента.
Дальнейшие операции направлены на подготовку скважины к возврату в эксплуатацию.
Заключение.

Пласт БВ8 является основным объектов разработки Повховского месторождения, в котором сосредоточено 95,8% всех запасов нефти. Пласт отличается сложным геологическим строением, значительной неоднородностью; в краевых частях – это прерывистая зона, выполненная тонкослоистым коллектором с низкими значениями пористость и проницаемость. В центральной части плотность сетки скважины 9га/скв, которая обеспечивает подключение запасов нефти к разработке.
Бурение уплотняющейся сетки в краевых частях пласта БВ8 экономически неоправдана. В западной , северо-западной и восточных частях залежи песчаники глинизируются, что значительно снижает дебит скважин. Эффективная толщина пласта 0,4 –19 м. Средняя проницаемость пласта 0,0238 мкм2, пористость 19,3%.
Нефть пласта БВ8 является сернистой, парафинистой.
В процессе разбуривания залежи выяснилось, что строение пласта более сложное, чем было принято при составлении технологической схемы. На юго- западе установлено опережающее обводнение по наиболее проницаемым пропласткам, вследствие чего регулирование процесса вытеснения становится невозможным. Пласт разрабатывается с 1978года а, с 1979 осваивается система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные блоки. В последние годы система поддержания пластового давления усилена применением очагового заводнения.
Так уровень добычи нефти достигнут с 1987 года, а с 1988по 1994 наблюдалось снижение добычи нефти и рост обводненности ( перевод с фонтанного способа добычи на механизированный). Геолого-промысловые исследования доказывают недостаточную эффективность, применяемой системы разработки. Проектные задания по добычи нефти невыполнены. Основными являются две причины:
1.Большой фонд низкодебитных скважин – с дебитом до 2т/сутки-19%,
С дебитом до 5 т/сутки – 38,9%.
2.Большой фонд бездействующих скважин.
В дипломном проекте проведен расчет показателей разработки пласта БВ8 на перспективу до 2002 года по методу Максимова М.И.
С целью повышения степени воздействия на пласт БВ8 было принято решение провести ряд геолого-технических мероприятий. На краевых частях горизонта с худшими продуктивными свойствами успешно начал применяться гидравлический разрыв пласта. Это позволило сократить величину пассивных запасов нефти, увеличить дебит обработанных скважин в 6,5 раза, а коэффициент эксплуатации с 0,5 до 0,95.
Быстрая окупаемость капитальных вложений позволила добиться высоких экономических показателей при продолжительности эффективности 2-3года.
При применении ГРП выравнивается темп отбора нефти из слабодренируемых и высокопродуктивных зон пласта.
В дипломном проекте обобщена теоретические и лабораторные исследования по повышению эффективности ГРП. Рекомендованы новые рецепты жидкости разрыва на основе дизельного топлива и расклинивающий агент – керамический пропант.
За 4 года проведено 212 операций ГРП, Успешность составляет 98%. Эффективность работы скважины в краевых зонах в 6,2 раза превышает эффективность работы обычной скважины после проведения в них ГРП. В разработку вовлечено 3млн.т. пассивных запасов ( из 26,3 млн.т.) пласта БВ8.
Из простоя выведено 42% скважин. В проекте проведен расчет дополнительно добытой нефти за период 1992-1998г.г. за счет ГРП геофизические исследования скважин №714,737,2628 доказали эффективность ГРП. Определены критерии выбора скважин для проведения ГРП.
По данным СибНИПИ нефть коэффициент охвата пласта на 16-17% может быть увеличен в прерывистых коллекторах- аналогах БВ8, что эквивалентно уплотнению сетки скважин на 10га/скв.
Даны рекомендации по проектированию ГРП в системе скважины на начальной стадии разработки, с целью внесения коррективов в размещение и очередность бурения скважин; по проведению исследований с целью определения оптимального размера трещин ГРП, при котором достигается наибольший коэффициент нефтеизвлечения.



Размер файла: 22,4 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.


Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Гидроразрыв пласта ГРП на скважинах пласта БВ8 «Повховского месторождения». Анализ эффективности гидроразрыва на скв.№714-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Z-PAYMENT VISA Card MasterCard Yandex деньги WebMoney Сбербанк или любой другой банк SMS оплата ПРИВАТ 24 qiwi PayPal

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!