Технологии воздействия на призабойную зону пласта



Введение

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Общая схема геологического строения месторождения
1.3 Тектоника
1.4 Нефтегазоносность
1.5 Водоносность

2 ТЕХНИКО . ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Технологии воздействия на призабойную зону пласта
2.2Технологии гидравлического разрыва пласта как средство поддерживания продуктивности скважины
2.3 Сущность метода гидравлического разрыва пласта
2.4 Средства проведения ГРП
2.5 Технология и техника проведения гидравлического разрыва пласта
2.6 Выбор технологии гидравлического разрыва пласта
2.7 Оборудование, используемое при гидравлическом разрыве пласта
2.8 Расчет гидравлического разрыва пласта

3 ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
3.1 Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту
3.2 Методы уменьшения уровня воздействия на окружающую среду
3.3 Расчет затрат при превышении норм ПДВ И ПДС
3.4 Расчет затрат от воздействия на атмосферу, литосферу, гидросферу, биоту

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Обоснование показателей экономической эффективности
4.2 Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических
показателей проекта и расчет показателей
4.3 Расчет экономических показателей проекта
4.4Сравнение технико.экономических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом

Заключение
Список использованной литературы
Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для энергетической и химической промышленности.
Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом.
Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем химической переработки.
На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне, поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне скважины.
Из существующих методов поддержания пластового давления газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил сайклинг-процесс.
Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году, когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше 200 км2 и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и газа.
Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 г/м3 и токсичных корозионно-активных элементов.
Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал глубин 3700 – 5360 м).
Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие средства защиты необходимо применять.
Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и

Дисциплина: Геология, Геофизика, Геодезия
Тип работы:  Дипломная работа
Бесплатно:  Антиплагиат
Объем: 56 страниц
В избранное:   
Содержание

Введение

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Общая схема геологического строения месторождения
1.3 Тектоника
1.4 Нефтегазоносность
1.5 Водоносность

2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Технологии воздействия на призабойную зону пласта
2.2Технологии гидравлического разрыва пласта как средство поддерживания
продуктивности скважины
2.3 Сущность метода гидравлического разрыва пласта
2.4 Средства проведения ГРП
2.5 Технология и техника проведения гидравлического разрыва пласта
2.6 Выбор технологии гидравлического разрыва пласта
2.7 Оборудование, используемое при гидравлическом разрыве пласта
2.8 Расчет гидравлического разрыва пласта

3 ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
3.1 Источники воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту

3.2 Методы уменьшения уровня воздействия на окружающую среду

3.3 Расчет затрат при превышении норм ПДВ И ПДС

3.4 Расчет затрат от воздействия на атмосферу, литосферу, гидросферу, биоту

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Обоснование показателей экономической эффективности

5 Нормативная база, исходные данные для расчетов экономических

показателей проекта и расчет показателей

7 Расчет экономических показателей проекта

4.4Сравнение технико-экономических показателей проектируемого варианта с
базовым вариантом

Заключение
Список использованной литературы

Введение

Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего
народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для
энергетической и химической промышленности.
Месторождение расположено в северной части бортовой зоны Прикаспийской
впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет большое
значение для развития промышленности Республики Казахстан в целом.
Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность
добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем
химической переработки.
На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро
встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне,
поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения
ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне
скважины.
Из существующих методов поддержания пластового давления
газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил
сайклинг-процесс.
Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году,
когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая
разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше
200 км2 и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и
газа.
Месторождение отличается сложным геологическим строением, значительным
изменением рабочего давления на устье скважины различных объектов
разработки, значительными колебаниями пластового состава по объектам
разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 гм3 и токсичных
корозионно-активных элементов.
Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал
глубин 3700 – 5360 м).
Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие вредные
вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и какие
средства защиты необходимо применять.

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется
через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все
процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся
линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. От
состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность
разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и
та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём
жидкости непосредственно в скважине.
Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда
создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу
фильтрации новые удалённые части пласта.
Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти
или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для
расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом
скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и
снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.
Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до
100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и
многообразной технике.

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в
Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30
км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.
Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием
Аксай – Оренбург, Уральск – Оренбург и Западно-Казахстанской железной
дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является
автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район
представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки
рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена
к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на
западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы.
Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных
вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и
приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником.
Климат района резко континентальный, температура воздуха от –400С зимой и
до +400С летом.
Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления.
Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 – 0,35 м, выпадающих в
основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило,
незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина
промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины
снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15
октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах
площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль
оврагов и балок.
Краткая история и современное состояние разработки месторождения.
Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение введено в
разработку в 1984г. В период опытно промышленной эксплуатации и до
настоящего времени разрабатывается на истощение. По ряду причин
разработка началась с верхних продуктивных отложений. Затем с ростом
числа глубоких скважин, вскрывших II и III эксплуатационные
объекты, произошло перераспределение отборов с увеличением объёма
добычи из отложений среднего карбона. Частично вскрыт и
обрабатывается нефтяной III объект. Количественно эксплуатационный фонд
скважин II и III объектов в два раза превышает фонд I объекта,
являясь при этом в полтора раза лучше по продуктивности. Перенос
основного объёма добываемого сырья на глубокие горизонты оптимизирует
процесс разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного
месторождения, однако и на сегодня одним из основных вопросов
является минимизация пластовых потерь в период до реализации
сайклинг-процесса. С этим основным вопросом тесно связаны и другие:
степень охвата дренированием продуктивных отложений по площади и
разрезу месторождения, динамика и распределение пластовых давлений,
состояние пластовой системы и его изменение в процессе разработки.
Добыча неуклонно возрастала по мере введения в строй новых скважин
и достигала стабильной производительности свыше 12000·10³ м³ день
(4,4 млрд. м³ год) газа и 12000 тдень (4,4 млн. тгод) жидких
углеводородов в 1990г. Стабильный уровень поддерживался в течении 2
лет до середины 1992г, когда начался постепенный спад. Темпы добычи
жидкости и газа упали до уровня ниже 3000 тдень (1,1 млн. тгод) по
жидкостям и 3000·10³ м³день (1,1 млрд. м³ год) по газу в 1994 году.
Для такого спада был ряд причин, среди них были технические
проблемы на скважинах и недостаток финансирования для исправления
положения, а также скважины были остановлены, т.к. пластовые давления
приблизились к ныне принятым давлениям точки росы. На добычу также
повлияли ограничения продукции, установленные Оренбургским
газоперерабатывающим заводом и также российскими нпз. С 1994г.
добыча постепенно возрастала частично благодаря капремонту скважин и
установке новых сборных линий, что было выполнено подрядчиком
согласно СПРД. Темпы добычи, однако, снова упали в 1996г. Эти низкие
уровни полностью объясняются ограничениями, установленными в
Оренбурге. В начале подавляющая часть добычи шла на пермских
скважинах. К январю 1986г. было 15 пермских эксплуатационных скважин
и только 2 каменноугольные. С этой даты число пермских скважин
медленно снижалось, в то время как число каменноугольных скважин
возрастало. В конце 1995г. было получено разрешение эксплуатировать
некоторые пермские скважины под давлениями ниже точки росы в
порядке. Программы исследования пластовой жидкости, в результате чего
число пермских эксплуатационных скважин в 1996г. возросло.
Газовый фактор на месторождении показывал последовательное движение
с тех пор, как на месторождении началась добыча. Газовый фактор
снижается постепенно, не достигая уровня 1000 м³м³. Это снижение
происходит частично из-за изменений в газовом факторе скважин, но в
основном из-за растущего числа каменноугольных эксплуатационных
скважин, которые имеют более высокий выход конденсата. Совокупная
добыча с месторождения до сентября 1996г. равна 33 млн. т.
нестабилизированной жидкости и 37 млрд. м³ газа. Пермские и
каменноугольные эксплуатационные скважины обладают различными
производственными характеристиками по причине гораздо более
неоднородного характера пермской части месторождения. Как правило,
пермские эксплуатационные скважины имеют более высокий первоначальный
дебит, обычно производя свыше 1 млн. м³ газа в день. Однако спад
происходит очень быстро, часто до 50% первоначального дебита в
течении нескольких месяцев. Каменноугольные скважины напротив не дают
такого высокого первоначального дебита, а также обычно не дают
быстрого спада добычи. Первоначальный дебит газа обычно составляет
600000 м³ день + 600 т день нефти, и он остаётся постоянным. Газовый
фактор тоже относительно постоянен. В каменноугольных скважинах
дебит иногда падает, однако спад не так резок, как в типичных
пермских скважинах.
Пластовый режим.
Т От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из
имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор
представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный
пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании
большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения
появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в
этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом
периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим
напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы
подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в
коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти
растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту
может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого,
присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне
может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т.к.
пластовое давление снизилось ещё больше.

1.2 Общая схема геологического строения месторождения

Карачаганакское месторождение расположено на северной окраине
Прикаспийской впадине. На основании данных сейсмической разведки в пределах
территории Карачаганакского месторождения был выявлен хребет основания
(слоя земной коры под осадочным слоем и над поверхностью Мохоровича). По
оценке амплитуда хребта составляет 700 м, а глубина до его кровли -
приблизительно-7 км. На основании сейсмических данных было высказано
предположение о том, что основание покрыто комплексом древних терригенных
отложений, над которыми залегают карбонатные отложения среднего и верхнего
палеозоя. Эти отложения формируют крупный подсолевой массив, простирающийся
в широтном направлении, параллельно окраине Прикаспийской впадины.
Протяженность массива превышает 10 х 20 км, и его пределах общая толщина
предсолевых карбонатных отложений верхнего девона и нижней перьми превышает
2000 м. За пределами массива мощность этих отложений составляет не более
600 м, и только изредка до 800 м. Карбонатные породы на всей площади
покрыты карбонатно-сульфатными отложениями, мощность которых меняется
значительным образом (от 7 – 10 до 3000 м). С точки зрения взаимного
положения по отношению к солевым структурам, большинство подсолевых
поднятий Карачаганакского месторождения расположено в межкупольном
пространстве между соленосными массивами – Карачаганакской, Кончебайской и
Сухореченской солевыми структурами. Межкупольный прогиб в основном
заполнен верхними пермскими и триасовыми терригенными отложениями, имеющими
тенденцию к падению в южном направлении. Как межкупольные прогибы, так и
солевые купола покрыты тонким слоем юрско-меловых, неогеновых и
четвертичных отложений, мощность которых не превышает нескольких сотен
метров.
Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения является
составной частью фаменско – артинского структурного яруса, который образует
крупный, протяженный подсолевой массив, залегающий параллельно склону
Прикаспийской впадины. Размеры Карачаганакского карбонатного массива в
плане составляет 15 х 30 км, а его высота равна 1600 м. Стуктурный ярус
подразделяется на три подъяруса: верхний девонский – тунейский, визейский –
башкирский и ранний пермский. Отклонения среднего визейского периода
залегают на размытой поверхности верхнего девонского – турнейского
подъяруса. Нижняя часть среднего визейского разреза содержит аргиллитовый
карбонатный маркирующий горизонт, толщина которого изменяется от 1,75 до
23,5 м. Поверх этого горизонта проходит субширотная антиклинальная складка,
северное крыло которой характеризуется более крутым уклоном. В
горизонтальном разрезе эта складка совпадает с северо-западным и северо-
восточным склонами приподнятого основания.
Визейско-башкирский подъярус сверху ограничен допермским перерывом
в осадконакоплении. В уплощенной приподнятой части, там, где свод достигает
максимальной ширины, гребень свода образует дугу. Эта антиклинальная часть
поднятия оконтурена стратоизогипсами 4400 и 4500 м, образуя основание
нижней пермской структуры.
Пермский суперструктура залегает поверх хребта каменноугольного
массива в пределах стратоизогипсы 4500 м. Данные, полученные по результатам
бурения, указывает на то, что первоначально ранний пермский атолл начал
формироваться в широкой восточной части изометрического каменноугольного
основания. Однако степи понижения западной части основания превышало
скорость рифообразования, в результате чего риф приобрел дугу образную
форму. В западной части каменноугольного основания процесс раннего
пермского рифообразования обладал меньшой интенсивности, и на этом участке
была обнаружена низкоамплитудная органическая структура размера 3 х 4 км и
мощностью свыше 100 м.
Кунгурско-татарский структурный ярус, отмеченный соляной тектоникой,
образует перекрывающие породы Карачаганакского месторождения. Особенности
соляной тектоники вели к формированию соляных хребтов на северной и южной
окраинах подсолевой структуры со сложными переходами между соленосными и
терригенными породами. В плане средняя часть подсолевой структуры залегает
согласно с межкупольным прогибом, где солевые отложения практически
отсутствуют, при этом при движении с северо-востока на юго-запад кунгурское
сульфатное подразделение последовательно покрыто уфимскими, казанскими и
татарскими отложениями. Триасовые отложения, залегающие в прогибе,
демонстрируют моноклинальное понижение с севера на юг. На севере они
залегают под неогеново-четвертичными отложениями, и при перемещении к югу
они последовательно покрыты юрскими и меловыми отложениями.
Газовый регион.
От верха пермского периода, около 3600 м ниже уровня моря, до глубины
около 4950 м ниже уровня моря в каменноугольном регионе газовый конденсат
медленно становится жирнее с увеличением глубины. Полученный при добыче
газовый фактор уменьшается с приблизительно 2000 ст. м3 в верхней части
газового региона до приблизительно 800 ст. м3 при глубине 4950 м ниже
уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть, как видно, занимает около
4,5 % всего порового пространства в газовом регионе Карачаганака. Так как
эта нефть не находится в состоянии равновесия с газом, газ в результате
недонасыщен, так что конденсат не выпадает немедленно при снижении
давления в резервуаре.
Нефтяной регион.
С 4950 м ниже уровня моря вниз до водонефтяного контакта, около 5150 м
ниже уровня моря, находится нефтяное крыло. Этот нефтяной регион должен
быть разделен на две части, в каждой из которых нефть имеет довольно
различные жидкостные свойства. На юге и на западе месторождения нефть
быстро уплотняется с увеличением глубины, а содержание газа снижается с 800
ст. м3 на 4950 м ниже уровня моря до приблизительно 250 ст. м3 при 5150 м
ниже уровня моря. На северо-востоке месторождения плотность нефти
возрастает с увеличением глубины гораздо медленнее, и газовый фактор
снижается меньше – с 800 м3 на 4950 м ниже уровня моря вниз до
приблизительно 500 ст. м3 при водонефтяном контакте. Нефть в юго-западном
регионе явно находится в состоянии гравитационного равновесия (или близко к
нему) с увеличением глубины, в то время как нефть на северо-востоке не
достигла этого состояния, что, возможно, предполагает произошедший позднее
приток газа в эту область.
Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не
абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще
некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного
региона.
Важно признать, что в Карачаганаке нет очень четкой границы
между газом и нефтью. Состав жидкостей таков, что при водонефтяном
контакте пластовая жидкость довольно близка к своей критической
точке. Это означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так
что при переходе от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах
происходят постепенно, а не внезапно.
Поэтому точная позиция водонефтяного контакта не ясна из данных, и в
любом случае при построении данной модели использовалось цифра 4950м ниже
уровня моря, принятая российскими исследователями.
1.3 Тектоника

Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части
северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой
толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По
данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы
фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в
6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием
фундамента, амплитудой около 100м, ограниченного с севера дугообразным
прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного
сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с
севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении
достигая 1200м. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного
девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан
фаменскоартинским структурным этапом.

1.4 Нефтегазоносность

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному
нижнепермскому карбонатному массиву с растворами 29 х 16 км и
амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-
терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и
верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи
установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в
скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47,7
тыс.м³ сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых
метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаются
доломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в
горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых
частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной
залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим
исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от
6 до 9% , достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи
месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их
переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в
меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь
состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-
каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных
отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170
скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по
скважинам от 30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади
280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития
нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части
месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части
залежи.
1.5 Водоносность

Карачаганакское месторождение расположено в пределах
погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного
бассеина. В осадочном чехле бассеина выделяется серия водоносных
горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа
(надсолевой и подсолевой), разделённых региональным водоупором
соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Данные этажи
представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся
как гидродинамическим режимом, так и особенностями подземных вод. В
надсолевом этаже суммарная толщина которого достигает 3500-4000м,
водоносные горизонты и комплексы приурочены к отложениям
четвертичного, неогенового, мелового, юрского, триасового и
верхнепермского возраста. Данные о пластовых водах получены по
разведочным скважинам, в которых вода изливалась.
\ Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49 м³ сут.
Устьевое статическое давление составляет 2,29-3,303 МПа. Плотность воды
колеблется от 1,0784 до 1,1127 кг м³. Общая минерализация от 117 до
189 кгм³. Пластовое давление 60,19 – 61,12 МПа. Пластовая температура
на глубинах 3200-5325 м равна 353-363 К.

2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Технологии воздействия на призабойную зону пласта

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале
фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее
интенсивному воздействию различных физических, механических,
гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных
извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе
ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых
из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера
притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и
максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также
максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От
состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты
добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в
процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению
скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить
естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по
закачиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород
оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это
происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы,
асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают
сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В
таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее
проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.
Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы:
химические, механические и тепловые.
Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость
призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно
растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной
кислоте). Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗС.
Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К
этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие
углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких
нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.
Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание.
Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-
кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и
химические воз действия на ПЗС и т.д.
Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах
осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.
Скважина 9827(N_02)-недавно пробуренная одноствольная горизонтальная
скважина, закончена в 2011году. Это первая скважина на Карачаганаком
месторождении с 6 дюймовым открытым участком, имеющим компоновку подземного
оборудования с разбухающими пакерами и имитирующими циркуляционными
клапанами с дельтадиаметрами для проведения много этапного гидроразрыва
пласта. Расчетное время для полного разбухания пакеров под воздействием РУО
составляет 22 дня с разностью давления, создаваемого разбухшими пакерами на
разобщение пластов много пластового коллектора под ГРП в 10000 фунтдюйм².
Настоящая программа предусматривает этапы выполнения много этапного
гидроразрыва в шести зонах. Перед основными гидроразрывом планируется
провести диагностическое испытание на гидроразрыв. Они включают в себя
испытание на приемистость, ступенчатый тест и мини ГРП, которые будут
проводиться во всех 6 зонах. Это даст возможность оптимизировать ход
выполнения гидроразрыва и параметры закачки жидкостей. Гидроразрыв каждой
зоны будет проводиться по отдельности путем сброса шара в имитирующий
циркуляционный клапан. На выполнение гидроразрыва 6 зон понадобиться в
общем 1080м³ 28% соляного раствора HCL. После того как будет проведен
гидроразрыв зон по отдельности, все эти зоны будут одновременно очищены и
будут проводиться оценочные работы с целью определения дебита скважины.

2.2 Технологии гидравлического разрыва пласта как средство поддерживания
продуктивности скважины

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что
на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления,
превышающие в 1,5—2 раза пластовое давление, в результате чего пласт
расслаивается и в нем образуются трещины.
Промысловая практика показывает, что производительность скважин после
гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это
свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с
существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных
изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О
раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят
по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса.
Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением
давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин
расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.
Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания
продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее,
чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки
зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень
тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны
скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения
накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление
гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:
1. Давших при опробовании слабый приток
2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора
3. С загрязненной призабойной зоной
4. С заниженной продуктивностью
5. С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими)
6. Нагнетательных с низкой приёмистостью
7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения
Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение
продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины –
изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды
изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин ).
Допустим, что успех или неуспех гидроразрыва мы связываем с двумя
факторами : предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В
действительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а
от многих факторов : давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, процента
песка в этой жидкости и т.д.

2.3 Сущность метода гидравлического разрыва пласта

Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в
проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под
действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования,
либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при
снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок,
сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую
проницаемость ненарушенного пласта.
Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и
сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления
разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью
отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна
как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые
при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического
разрыва возникают трещины шириной 1—2 мм. Радиус их может достигать
нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины
обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва
производительность скважины увеличивается в несколько раз.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых или
раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости
призабойной зоны пласта и увеличения производительности скважины.
Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в
пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания
операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью
закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд.
Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление
гидроразрыва, при котором образуются трещины в породы. В идеальных условиях
давление раскрытия рр должно быть меньше горного давления рг, создаваемого
толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться
неравенство рг * рп рр, что объясняется наличием в пласте глинистых
пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда
цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может
произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение
пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к
снижению давления гидроразрыва.
Таким образом, давление разрыва зависит от предшествующего
эксплуатации скважин процесса бурения. Поэтому рассчитать давление разрыва
нельзя. Однако при сходных технологиях проводки скважин на данной площади
можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по данным
гидроразрыва на соседних скважинах.
Проведение гидроразрыва:
Гидроразрыв проводят по следующей технологии. Вначале под большим
давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления
трещин закачивают жидкость с песком. Обычно и жидкость разрыва, и жидкость-
песконоситель при обработке добывающих скважин приготавливают на
углеводородной основе, при обработке нагревательных скважин - на водной.
Как правило, для этих целей используют различные эмульсии, а также
углеводородные жидкости и водные растворы. Концентрация песка в жидкости-
песконосителе обычно колеблется в пределах от 100 до 500 кгм3 и зависит от
ее фильтруемости и удерживающей способности.
Механизм гидравлического разрыва пласта, т. е. механизм образования в
нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие
тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в
сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это
принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая.
Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте
новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта
напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на
разрыв.
Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может
изменяться в широких пределах. Практикой подтверждено, что в большинстве
случаев давление разрыва Pp на забое скважины ниже горного давления и
составляет (15...25) * Н, кПа (1,5...2,5 кгссм2).
Здесь Н — глубина скважины в м.
Для малопроницаемых пород это давление может быть достигнуто при
закачке маловязких жидкостей разрыва с ограниченными скоростями закачки.
Если породы высокопроницаемые, требуется большая скорость нагнетания, а при
ограниченной скорости нагнетания необходимо использовать жидкости
повышенной вязкости. Наконец, для достижения давления разрыва в случае
особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие
скорости закачки высоковязких жидкостей. Процесс гидравлического разрыва
пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций: 1) закачка
в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-
песконосителя с песком, предназначенным для закрепления трещин; 3) закачка
продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

2.4 Средства проведения ГРП

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют
одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под одним названием — жидкость
разрыва. Для гидравлического разрыва пласта применяют различные рабочие
жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две
группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.
В качестве углеводородных жидкостей применяют нефть повышенной
вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нафтеновыми
мылами.
К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, относятся: водный
раствор сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная
различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.
Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств
жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности
удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
К жидкости разрыва предъявляются следующие требования. Во-первых, она
должна быть высоковязкой, чтобы не произошло ее быстрое проникновение в
глубь пласта, иначе повышение давления вблизи скважины будет недостаточным.
Во-вторых, при наличии в разрезе скважины нескольких продуктивных
пропластков необходимо обеспечить по возможности равномерный профиль
приемистости. Для этого ньютоновские жидкости не подходят, так как
количество поступающей жидкости в каждый пропласток будет пропорционально
его проницаемости. Поэтому лучше будут обрабатываться высокопроницаемые
пропластки и, следовательно, эффект от проведения гидроразрыва будет
снижен. Для гидроразрыва необходимо использовать жидкость, вязкость которой
зависит от скорости фильтрации. Если с увеличением скорости фильтрации
вязкость возрастает, то при движении в высокопроницаемом пропластке
вязкость жидкости будет выше, чем в низкопроницаемом. В результате профиль
приемистости становится более равномерным. Подобной фильтрационной
характеристикой и обладают вязкоупругие жидкости, закон фильтрации для
которой может быть записан в виде.
V=(k(p)((k L),
(2.1)
где (k - кажущаяся вязкость, определяемая по формуле
(k(o = 1 + A (pL,
(2.2)
(o — предельная кажущаяся вязкость жидкости при v ( 0; A - константа,
зависящая от вязкоупругих свойств жидкости (при A=0 получаем закон Дарси).
Необходимые параметры для проведения ГРП:
При закачке жидкости в два слоя с проницаемостями k1 и k2 отношение
подвижностей при одинаковых градиентах давления равно
(k(k)1 : (k(k)2 = k1 k2 * (1+A ((pL)*)1+A((pL)*),
(2.3)
Пусть, например, A((pL)*) =2
Тогда при k1 k2 =25 A ((pL)*=0,4
И отношение подвижностей равно примерно 11,7 вместо 25.
Для гидроразрыва в скважину спускают трубы, по которым Жидкость
поступает в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших давлений
над разрываемым пластом устанавливают пакер, а для повышения герметичности
над ним — гидравлический якорь. Под действием давления поршни якоря
раздвигаются и прижимаются к обсадной колонне, предотвращая сдвиг пакера.
При очень низкой вязкости жидкости разрыва для достижения давления
разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, что связано с
необходимостью использовать несколько одновременно работающих насосных
агрегатов.
При высокой вязкости жидкости разрыва для образования трещин
необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемости пород
оптимальная вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50—500 сП.
Иногда при закачке через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью
до 1000 сП и даже до 2000 сП.
Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой
удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что
предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах
обвязки, трубах и на забое скважины.
При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в
жидкости разрыва и хорошие условия для переноса его в глубь трещины.
Фильтруемость проверяют на приборе по определению водоотдачи глинистого
раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см3 жидкости за 30 мин.
Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии
находится в прямой зависимости от вязкости.
Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлетворительную
вязкость при температуре ниже 20°С; сырые нефти и вода, имеют низкую
вязкость, в большинстве случаев хорошо фильтруются, и их не рекомендуется в
чистом виде использовать при гидроразрыве пласта.
Повышение вязкости, как и уменьшение фильтруемости жидкостей,
применяемых при гидроразрыве пластов, достигается введением в них
соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных
жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и
коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы
нефтепереработки.
Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают
некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водо-нефтяные
эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и жидкости-
песконосителя при разрыве пластов в нефтяных скважинах.
В нагнетательных скважинах при гидравлическом разрыве используют
загущенную воду. Для загущения применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ) и
другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде и имеющие низкую
фильтруемость.
В зависимости от концентрации сухих веществ ССБ бывает двух видов —
жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концентрата 1500—1800 сП.
Добавка воды к растворам ССБ ведет к быстрому понижению вязкости и
способствует хорошему вымыванию ССБ водой из пористого пространства и
восстановлению приемистости. Раствор ССБ обладает хорошей удерживающей
способностью и низкой фильтруемостью. Для разрыва в основном применяется
раствор ССБ вязкостью 250—800 сП.
В последнее время в качестве жидкости-песконосителя применяют
загущенную ССБ концентрированную соляную кислоту (40% НСl и 60% ССБ).
Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс гидроразрыва с
химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота
медленно реагирует с карбонатами (2—2,5 ч против 30—40 мин при
использовании чистого раствора НСl). Это дает возможность по трещинам,
образовавшимся при гидроразрыве, продавить глубоко в пласт химически
активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на большом
удалении от ствола скважины.
При гидроразрыве пласта в условиях высоких пластовых температур
(130—150°С) вязкость 20- и 24%-ных растворов ССБ с повышением температуры
до 90° С резко понижается до 8—0,6 сП.
При более высоких температурах вязкость этих растворов приближается к
вязкостным свойствам воды. Поэтому в качестве эффективной жидкости разрыва
и песконосителя, обладающей хорошей пескоудерживающей способностью и слабой
фильтруемостью, применяют водные растворы КМЦ-500 (карбоксиметилцеллюлоза)
в пределах 1,5—2,5% с добавкой иногда хлористого натрия до 20—25%.
Продавочная жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в
целях снижения потерь напора при прокачке.
Цель заполнения песком трещин — предупреждение их смыкания и
сохранение в открытом состоянии после снятия давления ниже величины
давления разрыва. Поэтому к песку предъявляются следующие требования:
1) песок должен иметь достаточную механическую прочность, чтобы не
разрушаться в трещинах под действием веса породы;
2) сохранять высокую проницаемость.
Этим требованиям удовлетворяет хорошо скатанный однородный кварцевый
песок.
Применяется песок следующих фракций: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79;
0,79-1,0; 1,0-1,6ММ. Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта
являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.
Степень эффективности гидравлического разрыва пласта определяется
диаметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной
проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность трещин, тем выше
эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности достигается
закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до
20 тОНН песка.Концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от
фильтруемости и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до
600 кг на 1 м3 жидкости.

2.5 Технология и техника проведения гидравлического разрыва пласта

Гидравлический разрыв проводят в пластах с различной проницаемостью
в случае падения дебита или приемистости нагнетательных скважин.
До проведения гидроразрыва скважину испытывают на приток, определяют
ее поглотительную способность и давление при поглощении. С этой целью одним
агрегатом закачивают нефть до получения на устье некоторого избыточного
давления, при котором скважина начинает принимать жидкость. В течение 10—20
мин замеряют расход при постоянном давлении нагнетания. После подключения
второго агрегата и увеличения количества закачиваемой жидкости поднимают
давление на 2—3 МПа и вновь определяют расход.
Процесс увеличения расхода жидкости и давления повторяют несколько
раз, и в конце исследования создают максимально возможное давление, при
котором вновь замеряют расход. По полученным данным строят кривую
зависимости приемистости скважины от давления нагнетания. По данным о
поглотительной способности скважины до и после разрыва определяют
количество жидкости и давление, необходимые для проведения разрыва, а также
судят о качестве проведенного разрыва и об изменениях проницаемости пластов
призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно
принимают давление, при котором коэффициент приемистости скважины
увеличивается в 3-4 раза по сравнению с начальным.
Забой скважины очищают от грязи способом дренирования и затем
промывают. В отдельных случаях для увеличения фильтрационных свойств
пластов рекомендуется предварительно обработать скважину соляной или
грязевой кислотой и провести дополнительную перфорацию. Осуществление этих
мероприятий способствует снижению давления разрыва и повышению его
эффективности.
После промывки, очистки и проверки специальным шаблоном в скважину
спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 75 или 100 мм, по которым
прокачивается жидкость разрыва. Для предохранения обсадной колонны от
воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер,
который разобщает ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Анализ производственно-экономической деятельности СП “МеКаМинефть”
Тенгизское нефтяное месторождение
Перевод фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на м/р Жанажол
Современные технологии при транспортировке нефти и нетепродуктов
Анализ испытания и опробования скважин месторождения коныс.
Анализ работы скважин, оборудованных ШГНУ на месторождении Узень, горизонт ХV
Месторождение Узень
Оценка системы образования отходов производства и потребления основных технологических процессов ТОО «Жондеу
Интенсификация массообменных процессов за счет повышения степени наполняемости рабочем телом внутреннего пространства массообменного аппарата
Тенгиз кен орны
Дисциплины