Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, РАЗНОЕ

Исследование эффективности применения гидравлического разрыва пласта в условиях бондюжского месторождения НГДУ «ПРИКАМНЕФТЬ»

baby_devochka 3625 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 145 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 28.04.2022
Стр. 145, рис.31, табл. 22, библ. 35 наим. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ БОНДЮЖСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ «ПРИКАМНЕФТЬ» Цель работы – исследование эффективности проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) на скважинах в условиях Бондюжского месторождения НГДУ «Прикамнефть». Задачи работы: - Аналитический обзор литературы по применению ГРП при разработке месторождений. - Расчет технологического процесса рекомендуемой технологии ГРП. - Сравнительный расчет технологической эффективности ГРП по коэффициенту продуктивности и методу «характеристик вытеснения» - Обоснование применения ГРП. - Анализ по результатам выполненных работ. На защиту выносятся: - технологическая эффективность ГРП по коэффициенту продуктивности; - технологическая эффективность ГРП по методу «характеристик вытеснения». Практическая значимость: Повышение дебита нефти, за счет проведения гидравлического разрыва пласта на Бондюжском месторождении НГДУ «Прикамнефть». Структура и объем работы: введение, 5 главы, заключение, список литературы из 35 наименований, изложенные на 145 странице.
Введение

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта. Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Сущность метода ГРП заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости создается давление, превышающее горное давление. Порода продуктивного пласта разрывается по направлениям минимальных напряжений горного давления, и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах. Кроме стандартного ГРП существуют следующие разновидности технологий ГРП: – повторный; – объемный, нагнетание в пласт геля с проппантом с общей массой от 50 до 100 т, продуктивные пласты толщиной до 20 м; – селективный; – кислотный, для карбонатных коллекторов с дополнительной закачкой оторочки концентрированной кислоты перед стадией заполнения трещины проппантом. Целью курсового проекта является исследование эффективности проведения ГРП на скважинах Бондюжского месторождения НГДУ «Прикамнефть».
Содержание

ВВЕДЕНИЕ.....................................................................................................7 1. ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГРП ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ……………..8 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………...…..16 2.1 Краткая характеристика особенностей Бондюжского месторождения……………………………………………………………….........16 2.2 Анализ текущего состояния разработки Бондюжского месторождения.........................................................................................................19 2.3 Анализ начальных и текущих технологических показателей эксплуатации скважин с проведенными ГРП по БМ.........................................25 2.4 Анализ динамики коэффициентов продуктивности скважин по нефти до и после проведения ГРП......……………….....................................................28 2.5 Анализ технологической эффективности проведения ГРП на объекте.................................................................…………...............……...……..31 2.6 Сравнительный анализ ГНО до и после проведения ГРП на объекте.................................................................…………...............………….....35 2.7 Подбор скважин-кандидатов на БМ по геолого-физическим факторам для проведения ГРП..............................................................................37 2.8 Выводы по результатам применения ГРП на БМ……………………39 3 РАСЧЁТНЫЙ РАЗДЕЛ………………………………………………….41 3.1 Расчет технологического процесса рекомендуемой технологии ГРП…………………………………………………………………………………41 3.2 Сравнительный расчет технологической эффективности ГРП по коэффициенту продуктивности и методу «характеристик вытеснения»……..49 4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ…………………………………………58 4.1 Анализ технико-экономический показателей ранее внедренных мероприятий………………………………………………………………………58 4.2 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии…………………………………………….….…...59 4.3 Расчет экономической эффективности от проведения технологии ГРП…………………………………………………………………………….…63 5. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ОХРАНА ТРУДА….…..66 5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных месторождений……………………………………………………………….….66 5.2 Техника безопасности и охрана при проведении технологии ГРП………………………………………………………………………...….….74 5.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды………………82 Выводы и рекомендации по результатам проведения ГРП на Бондюжском месторождении...…………............…..........……...................
Список литературы

1. Ожгибесова, А.В. Информационного-аналитеческая система поинтервального ГРП для многопластового нефтяного месторождения [Текст]/А.В. Ожгибесова// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2011. - с.-1. 2. Шапенков, Д.В. Технологические особенности проведения ГРП [Текст]/Д.В. Шапенков// Тюменский РМЗ АО “Транснефть-Сибирь”.–2015.- с.-3. 3. Леонтьев, Д.С. К вопросу о комплексном подходе к оптимизации ГРП [Текст]/Д.С. Леонтьев// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2013. - с.-189. 4. Габнасыров, А.В. Прогнозирование направления ГРП на основе оценки напряженно-деформированного состояния горных пород [Текст]/А.В. Габнасыров// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. - №11. - с.-70. 5. Шагалеев, Р.К. О влиянии выноса проппанта на МРП и продуктивность скважин Южно-Приобского месторождения после ГРП [Текст]/Р.К. Шагалеев, Ю.А. Гуторов//Журнал “Нефтяная провинция”. – 2015. - №1. - с.-123. 6. Субаев, М.Р. Оценка эффективности применения ГРП на Приобском нефтяном месторождении [Текст]/М.Р. Субаев, А.В. Чибисов// Уфимский государственный нефтяной технический университет. – 2015. - с.-57. 7. Меледин, А.С. Методика обоснования выбора скважин для многостадийного ГРП [Текст]/А.С. Меледин, А.В. Белкина// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2015. - с.-32. 8. Салимов, О.В. Расчет очистного периода трещины ГРП в сланцевых породах [Текст]/О.В. Салимов, А.В. Кочетков// Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2015. - №6. - с.-61. 9. Бухарметов, В.Ю. Влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ГРП в условиях Арланского нефтяного месторождения [Текст]/В.Ю. Бухарметов// Уфимский государственный нефтяной технический университет. – 2015. - с.-152. 10. Минханов, И.Ф. Анализ опытно-промышленной работы по ГРП на объекте ЮВ1 Юрьевского месторождения [Текст]/И.Ф. Минханов, А.Ч. Мамедов// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2014. - с.-191. 11. Зотова, О.П. Применение ГРП на объекте БВ8 Повховского месторождения [Текст]/О.П. Зотова// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2015. - с.-105. 12. Саранча, А.В. Анализ эффективности первого массированного ГРП в Западной Сибири [Текст]/А.В. Саранча, С.А. Фаик// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2012. - с.-5. 13. Скримскис, Г.Э. Применение многостадийного ГРП при заканчивании горизонтальной скважины [Текст]/Г.Э. Скримскис// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2013. - с.-195. 14. Григулецкий, В.Г. Направленный многостадийный ГРП. О некоторых факторах, определяющих эффективность ГРП с закачкой больших количеств песка [Текст]/А.А. Хайруллин// Нефть. Газ и Бизнес. – 2016. - №2. - с.-3. 15. Сайгин, Е.А. Технология проведение «струйного» ГРП в скважинах различной конструкции с целью интенсификации притока углеводородов [Текст]/Е.А. Сайгин// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2013. - с.-14. 16. Бибосинов, А. Расчет эффективных параметров процесса кислотного ГРП [Текст]/А. Бибосинов, Б. Бекбауов// Казахский национальный университет. – 2014. - с.-5. 17. Салимов, В.Г. Экспериментальное изучение скорости растворения карбонатных пород в кислотных жидкостях для ГРП [Текст]/В.Г. Салимов// Журнал “Нефтяное хозяйство”. – 2013. - №1. - с.-68. 18. Бордодымов, Д.А. Влияние ориентации и протяженности трещины ГРП на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин [Текст]/Д.А. Бордодымов// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2011. - с.-212. 19. Андреев, В.Е. Геологические условия эффективного применения ГРП неокомских отложений [Текст]/В.Е. Андреев, Д.Ю. Чудинова// Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. – 2015. - №21. - с.-5. 20. Хайруллин, А.А. Эффективность проведения ГРП на Поточном месторождении [Текст]/А.А. Хайруллин// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2014. - с.-3. 21. Хайруллин, А.А. Развитие и применение технологии создания каналов в трещине ГРП на нефтяных месторождениях Западной Сибири[Текст]/А.А. Мальцев// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2015.-с.-3. 22. Хайруллин, А.А. Эффективность применения ГРП по технологии концевого экранирования на Нижне-Солиманском месторождении [Текст]/А.А. Хайруллин// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2014. - с.-5. 23. Хайруллин, А.А. Эффективность проведения ГРП на Тевлинско-Русскинском месторождении [Текст]/А.А. Хайруллин// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2015. - с.-2. 24. Фахртдинова, Г. Модернизация площадных систем заводнения с учетом направления трещин ГРП [Текст]/Г. Фахртдинова// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2016. - с.-7. 25. Саяхов, В.А. Анализ технологической эффективности применения ГРП по объектам ОАО «Татнефть» и современные методы совершенствования технологии ГРП [Текст]/В.А. Саяхов//АГНИ. – 2015. - с.-297. 26. Сметанников, О.Ю. Численная модель развития трещины при повторном ГРП [Текст]/О.Ю. Сметанников//Пермский национальный исследовательский политехнический университет. – 2015. - с.-15. 27. Камалов, Р.Р. Формирование трещин при ГРП и математическое моделирование обоснование направление их развития [Текст]/Р.Р. Камалов// Уфимский государственный нефтяной технический университет. – 2014. - с.-3. 28. Ибатуллин, Р.Р. Экспериментальное определение констант скорости реакции карбонатных пород с кислотными жидкостями для ГРП [Текст]/Р.Р. Ибатуллин// Журнал “Нефтяное хозяйство”. – 2013. - №2. - с.-66. 29. Мордвинов, В.А. Продуктивность скважин после кислотных ГРП на Гагаринском и Озерном месторождениях [Текст]/В.А. Мордвинов// Журнал “Нефтяное хозяйство”. – 2013. - №4. - с.-44. 30. Хайруллин, А.А. Анализ результатов применения ГРП на пластах Приобского месторождения [Текст]/А.А. Хайруллин// Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 2013. - с.-3. 31. Годовой отчет НГДУ «Прикамнефть». 32. База данных КИС АРМИТС. 33. Руководящий документ 153-39.0-588-08. 34. Леванова, Е.В. Разработка нефтяных месторождений [Текст] / Е.В. Леванова, А.Т. Габдрахманов // Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» для подготовки направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения. – Альметьевск: АГНИ, 2014. – 76с. 35. Садыкова, Р.Р. Основы экономики и организации нефтегазового производства [Текст] / Методические указания по выполнению контрольной работы и организации нефтегазового производства» для бакалавров направления 21.03.01 (130100) «Нефтегазовое дело» всех форм обучения – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015. – 28с.
Отрывок из работы

1 ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГРП ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ На сегодняшний день из-за высокой выработанности большинства месторождений в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Поэтому для увеличения коэффициента извлечения, применяют такие методы, как гидравлический разрыв пласта, которые раскрывают трещины в продуктивных пластах, тем самым увеличивая темпы отбора нефти из них. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - это технология увеличения добычи нефти, который позволяет увеличить продуктивность скважины и коэффициент охвата пласта. ГРП включает в себя комплекс мероприятий, обеспечивающих развитие естественных и образование искусственных трещин. Существуют негативные последствия после ГРП, обычно из-за не правильного подбора параметров технологии не соблюдается темп закачки и объем технологических жидкостей проппанта [1]. Технология гидравлический разрыв пласта в России появилась с 1954 года, каждый год проводится 1500-2500 обработок данной технологией в стране. Сущность технологии заключается в том, что под высоким давлением раскрываются трещины в продуктивном пласте и заполняются проппантом для предотвращения закрытия трещины [2]. Рассмотрим в статье Леонтьева Д.С. [3] процесс технологии гидравлический разрыв пласта: - подбор скважин для применения ГРП. - разработка предварительного дизайна ГРП на основании геофизических исследований скважин (ГИС). - выполнение и анализ мини-ГРП. Корректировка дизайна процесса проведения. - выполнение основного ГРП по скорректированному дизайну. На сегодняшний день одной из самых эффективных технологий повышения нефтеизвлечения является гидроразрыв пласта. За 2011–2013 года на месторождениях ООО "Лукойл–Пермь" проведен сейсмоконтроль ГРП на ряде скважин. Было установлено, что для прогноза ориентации ГРП необходимо рассчитывать вертикальную и горизонтальную составляющую поля напряжений, только тогда можно будет установить направление развития трещины при гидроразрыве пласта [4]. Одной из часто проводимых технологий для увеличения добычи нефти на скважинах Южно-Приобского месторождения является гидроразрыв пласта. Было выявлено, что часто после применения ГРП происходит вынос проппанта, который негативно сказывается на продуктивности скважины, приводит к отказу глубинно-насосного оборудования [5]. Приобское месторождение считается одним из трудноизвлекаемых, поэтому для увеличения добычи нефти на скважинах проводится гидравлический разрыв пласта. Анализ эффективности ГРП показал, что данная технология позволяет увеличить отбор запасов, а также увеличить конечный КИН. С помощью ГРП удалось снизить в 8 раз количество низкодебитных скважин [6]. В статье Меледина А.С. [7] повествуется о методике обоснования технологии ГРП. Применимость любой применяемой технологии на одной залежи эффективна, но при внедрении на других залежах технологический эффект близок к нулю. За весь период разработки на месторождении №5 было применено 750 обработок ГРП, дополнительная добыча нефти составила 15361 тыс.т, 1 скважинно-обработка – 20,6 тыс.т, прирост дебита нефти в среднем 15,4 т/сут. В работе Салимова О.В. рассматривается расчет очистного периода трещины ГРП в сланцевых породах. Процесс гидроразрыва сланцевого пласта требует расхода большого количества воды для образования системы трещин и последующей транспортировки в неё проппанта. Было установлено, что наиболее перспективным является использование Fracpro в комплексе с программой TEMPEST MORE, также при извлечении жидкости после ГРП, продолжительность составляет не более 1 месяца [8]. В результате статистического анализа скважин Западно-Сибирских месторождений, на которых была проведена технология ГРП, было установлено, что при низкой проницаемости и невысоком дебите кратность прироста дебита максимальная. Также существует закономерность объема закачки песка в призабойную зону при ГРП – 4-8 т [9]. За 1983-2011 года на скважинах Урьевского месторождения было проведено 611 ГТМ, среди которых 18% занимает технология гидравлический разрыв пласта. На 2012 год было проведено 607 технологий ГРП в результате чего технологический эффект составил 7380 тыс.т нефти, удельный технологический эффект – 12,2 тыс.т [10]. Из-за вовлечения в разработку низкопродуктивных запасов нефти на Повховском месторождении пришлось применять гидравлический разрыв пласта, дополнительная добыча нефти составила 51686 тыс.т, удельный эффект – 20,9 тыс.т. Также ГРП был проведен на скважинах, выведенных из консервации после бурения, дебит нефти составил 16 т/сут, среднесуточный за год составил 10,3 т/сут, а дополнительная добыча 259,8 тыс.т [11]. Еще в 2000-м году на скважинах Ярайнерского месторождения был проведен массированный гидроразрыв пласта. Было закачано более 100 т проппанта на 4 скважины. Пусковые дебиты нефти составляли 10-58 т нефти, наиболее лучшие 44 и 58 т на скважинах 303, 5230. Во всех четырех скважинах наблюдается снижение забойного давления. Но темп снижения различен [12]. Многостадийный гидравлический разрыв пласта — технология, применяемая чаще всего для горизонтальных скважин. Различие от обычного ГРП в том, что проводится поочередно несколько гидроразрывов, что позволит увеличить площадь дренирования. Число стадий ГРП зависит от длины ствола и напрямую влияет на производительность скважины [13]. При проведении многостадийного гидравлического разрыва пласта производят большую закачку песка 500-1000 т. Это позволяет заполнить большое количество образуемых трещин песком, из-за большого количество песка в прискважинном пространстве происходит меньшее загрязнение стенок скважины, а также песок помогает обеспечивать высокую пропускную способность [14]. Селективный ГРП позволяет достигать равномерной выработки запасов нефти из прослоев с разными фильтрационно-емкостными свойствами. Суть данной технологии заключается изоляции выделенного интервала скважины, и инициации из него процесса трещинообразования с принятием мер по развитию трещин в пределах определенных прослоев [15]. Эффективность применения кислотного гидроразрыва пласта рассмотрена в статье Бибосинова А. [16]. Основное отличие от стандартного ГРП в том, что после закачки жидкости разрыва происходит закачка кислоты, которая создает взаимосвязанные щели конечных размеров после снятия избыточного давления. Также установлено, что длина проникновения кислоты вдоль трещины зависит от скорости утечки жидкости в породу и скорости реакции с породой закачанной кислоты. При проведении кислотного гидравлического разрыва пласта основными параметрами, влияющими на эффективность технологии, является: - коэффициент утечек; - коэффициент диффузии; – коэффициент скорости и порядок реакции; – энергия активации. С помощью данных параметров можно определить расстояние, которое проходит кислота вдоль образованной трещины ГРП до точки полной нейтрализации [17]. В работе Бордодымова Д.А. [18] рассматривается влияние ориентации и протяженности трещины ГРП на коэффициент извлечения нефти. Было установлено, что максимальный КИН достигается при проведении ГРП застойной области однородного по проницаемости пласта, а также, когда трещина ГРП имеет наибольшую длину и направлена перпендикулярно прямой, которая соединяет нагнетательный и добывающий ряды. В статье Андреева В.Е. [19] был рассмотрен анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта на скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения. Также была создана методика для подбора и обоснования участков для применения ГРП, основные критерии таковы, коэффициент начальной нефтенасыщенности не менее 0,55 д.ед, коэффициент песчанистости — более 0,44, эффективная нефтенасыщенная толщина должна быть не менее 8,6 м, эффективная толщина 15,3 м, обводненность не более 68%, дебит нефти и жидкости до ГРП — не менее 3,7 т/сут и 73 м3/сут, соответственно. Автором статьи Хайруллином А.А. [20] было рассмотрена эффективность применения ГРП на скважинах Поточного месторождения. На 2012 год было проведено 11 обработок данной технологией, дополнительная добыча нефти от гидроразрыва пласта составила 59,97 тыс.т., удельный технологический эффект 5,45 тыс.т. На месторождениях Западной Сибири проводятся различные опытно-промышленные работы по внедрению новых модификаций в области гидроразрыва пласта. На Юрьевском месторождении был проведен ГРП на двух скважинах с существующим интервалом перфорации и значительной историей добычи. На скважине с ГРП по технологии созданием высокопроводящих каналов получили начальный дебит жидкости выше на 14%, чем на соседних скважинах с повторными стандартными ГРП [21]. В настоящее время на скважинах Западной Сибири начинают применять гидроразрыв пласта по технологии концевого экранирования. Суть данной технологии заключается в создании трещин, длина которых составляет в среднем до 30 метров при ширине около 30мм. За счет этого процесс ГРП может продолжаться даже после преждевременного выпадения проппанта, также это позволяет более длительное время трещинам не смыкаться из-за оседания некоторого количество проппанта в нижней части трещины [22]. Технология гидроразрыва пласта на Тевлинско-Русскинском месторождении начала широко применяться с 2006 года, где количество обработок в год составляет 20-30 ед. Прирост дебита нефти после ГРП на скважинах в среднем составил 25,8 т/сут, обводненность увеличилась до 26,2%, а дебит жидкости увеличился до 45,6 т/сут. Также ГРП был проведен в нагнетательных скважинах, где приемистость увеличилась на 56 м3/сут [23]. В статье Фахртдиновой Г. [24] повествуется метод деформации сеток с учетом направления трещин при гидравлическом разрыве пласта, который был применен на Приобском месторождении. Это связано с тем, что часто не учитывают, что трещины могут менять геометрию потоков, и тогда трещина ГРП может взаимодействовать с рядом окружающей нагнетательной скважиной. Большинство месторождений ПАО «Татнефть» находятся на поздней стадии разработки и для доизвлечения остаточной нефти широко применяется гидравлический разрыв пласта. С каждым годом количество скважинно-обработок вырастает, в 2012 – 376 ед., в 2013 – 605 ед. Причем суммарный накопленный технологический эффект составил 7,5 млн. т нефти, а удельный эффект 4-5 т/сут [25]. В научной статье Сметанникова О.Ю. [26] была рассмотрена модель развития трещины при повторном ГРП. В результате построенной модели было установлено, что такие фактора, как анизотропия, давление жидкости разрыва и увеличение раскрытия первичной трещины позволяют получить максимальный технологический эффект при повторном гидравлическом разрыве пласта. В статье Камалова Р.Р. [27] изучается формирование трещин при гидравлическом разрыве пласта. Для того чтобы регулировать рост трещины по высоте необходимо учитывать такие параметры, как реология жидкости, объемная скорость закачки, давление в трещине и проявление сдерживания механизмов развития трещины в вертикальном направлении. Одним из факторов ограничения трещины по вертикали является сопротивление течению в создаваемой трещине. В научной статье Ибатуллина Р.Р. [28] рассматриваются скорости реакции растворения известняков кислотой при гидравлическом разрыве пласта. С помощью лабораторных исследований на установке RDA-100 было выявлено, что скорости реакции снижается в растворе Нефтенола-К в 3,29 раза, в растворе по рецептуре Chevron Phillips – в 5,4 раза, в нефтекислотной эмульсии – в 47,38 раза по сравнению с ингибированной 15%-ной соляной кислотой. За 2008-2011 года на скважинах Пермского края было проведено 26 кислотных гидроразрывов пласта, где объем закачки кислоты в одну скважину составил до 100 м3. Средняя скорость закачки была 3-4 м3/мин. В программном обеспечении WellFrac произведена оценка создаваемых трещин, длина 40-50 метров, а ширина 0,7-3,5 мм, причем объем растворенной породы составил 8-10 м3 [29]. Одной из эффективных технологий увеличения добычи нефти в низкопроницаемых пластах Приобского месторождения является гидравлический разрыв пласта. На 2005 год было проведено 945 обработок ГРП, из которых 28 – повторная обработка. За период с 2000-2004 годы на Приобском месторождении добыто около 25,8 млн.т., причем за счет технологии гидравлический разрыв пласта на новых скважинах и около 11,4 млн.т. нефти от ГРП на переходящем фонде [30]. Таким образом, одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта. Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Краткая характеристика особенностей Бондюжского месторождения Бондюжское нефтяное месторождение расположено в северо-восточной части Республики Татарстан, в пределах правобережья среднего течения реки Камы [31]. В тектоническом отношении Бондюжское месторождение приурочено к юго-восточному склону Северного купола Татарского свода, расположено в пределах Первомайско-Бондюжского вала, входящего в состав группы валов Нижнекамского нефтеносного района Татарстана. Бондюжское нефтяное месторождение было открыто поисковой скважиной №15 в мае 1955 г. Промышленно нефтеносными на месторождении являются коллекторы пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Терригенные породы этих горизонтов представлены рыхлыми мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. В пределах кыновского горизонта выделяется два зональных интервала или пропластка Д0-1 и Д0 и пять пропластков в пределах пашийского горизонта Д1-1, Д1-2, Д1-3, Д1-4, Д1-5. Продуктивный пласт Д0 представлен одним-четырьмя нефтенасыщенными пропластками эффективной нефтенасыщенной толщиной от 0,8 м до 10,8 м, в среднем составляет 4,8 м. Пласт Д0 по толщине высокопроницаемых коллекторов в 1,5 раза превышает средние толщины пластов горизонта Д1. Глинистые разделы между пластами Д0 и Д1 изменяются от 0,4 м до 6, 0 м и в среднем составляют 2,2 м. Для большинства пластов горизонта Д1 в целом характерно незначительное расхождение средних эффективных нефтенасыщенных толщин. Так, средние значения изменяются от 2,0 м (пласт Д1-4) до 3,7 м (пласт Д1-1). Аналогичная особенность присуща и для толщин глинистых разделов между пластами. При значительном колебании конкретных величин от 0,4 м до 7,8 м средние значения практически не отличаются и составляют 2,2-2,5 м. Анализ абсолютных отметок водонефтяного контакта (ВНК), вскрытых в пределах месторождения, в продуктивных пластах терригенной толщи девона позволил установить погружение водонефтяного контакта с севера на юг от -1465,3 м (скв. 430) до -1468,6 (скв. 316). ВНК на месторождении для всех пластов общий, так как продуктивные пласты представляют единую сложную, гидродинамически связанную систему. Поэтому среднее значение ВНК в целом по месторождению принято на абсолютной отметке -1466,6 м, таблица 2.1.1. Таблица 2.1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Бондюжского месторождения Характеристика Продуктивный горизонт тиманский пашийский Абсолютная отметка кровли, м 1606,8 1625,6 Абсолютная отметка ВНК, м -1466,6 -1466,6 Тип залежи пласт.-свод. пласт.-свод. Тип коллектора поровый поровый Площадь нефтеносности, 103 м2 82880 60430 Средняя общая толщина, м 11,00 18,50 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина,м 5,20 9,30 Коэффициент песчанистости, единиц 0,481 0,579 Коэффициент расчлененности, единиц 1,723 2,502 Средний коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2 610 636 Средний коэффициент пористости, единиц 0,202 0,197 Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц 0,817 0,837 Начальная пластовая температура, 0С 35 35 Начальное пластовое давление, МПа 17,5 17,5 Давление насыщения нефти газом, МПа 9,8 9,8 Газосодержание нефти, м3/т 38 38,6 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 837 848 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 877 876 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа .с 5,9 5,9 Объемный коэффициент нефти, единиц 1,095 1,099 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1178,7 1178,7 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа .с 1,79 1,79 Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут.МПа .м) 6,25 6,25 Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), единиц 0,68 0,682 Как видим по таблице 2.1.1, что нефть пашийского горизонта в пластовых условиях имеет повышенное значение вязкости 5,9 мПа*с, вязкость воды составляет 1,79 мПа*с, удельный коэффициент продуктивности составляет 6,25 м3/сут*МПа. Коллекторские свойства пашийско-кыновских отложений изучались по геофизическим данным скважин. Среднее значение проницаемости равно 0,610 мкм2. Среднее значение пористости составляет 0,202 д. ед. Начальная нефтенасыщенность по данным ГИС равна 0,817 д. ед. Рассмотрим физико-химические свойства пластовой и дегазированной нефти, таблица 2.1.2. Таблица 2.1.2 – Физико-химические свойства девонских отложений Бондюжского месторождения Характеристика Среднее значение Свойства пластовой нефти Давление пластовое, МПа 17,5 Температура пластовая, °С 35 Давление насыщения, МПа 9,8 Газосодержание нефти, м3/т 38,6 Газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании ,м3/т не опр. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 848 Вязкость нефти в услових пласта, мПа·с 5,9 Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 10-4/МПа 9,1 Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3: - при однократном (стандартном) разгазировании 1,48 - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3: - при однократном (стандартном) разгазировании 876 - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании Пересчетный коэффициент, единиц 0,908 Количество исследованных глубинных проб (скважин) 20 Свойства дегазированной нефти Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3 876 Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа·с: - при 20°С 18,7 - при 50°С 8,4 Температура застывания дегазированной нефти, °С -18 Массовое содержание, %: - серы 2,3 - смол силикагелевых 10,8 - асфальтенов 4,9 - парафинов 3,1 Температура начала кипения, °С 42 Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), % - до 100 °С 6 - до 200 °С 22 - до 300 °С 42 Анализируя табличные данные поверхностных проб, нефть кыновского и пашийского горизонтов относится к группе тяжёлых нефтей. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 848 кг/м3, вязкость 5,9 мПа*с, газосодержание 38,6 м3/т. По содержанию серы-2,3% массовых нефть является высокосернистой, а по содержанию парафина 3,1% и относится к категории парафинистых. Таким образом, основными разрабатываемыми пластами на Бондюжском месторождении являются коллекторы пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Нефть кыновского и пашийского горизонтов относится к группе тяжёлых нефтей. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 848 кг/м3, вязкость 5,9 мПа*с, газосодержание 38,6 м3/т. По содержанию серы-2,3% массовых нефть является высокосернистой, а по содержанию парафина 3,1% и относится к категории парафинистых. 2.2 Анализ текущего состояния разработки Бондюжского месторождения Бондюжское месторождение вступило в промышленную разработку в 1958 г. Эксплуатационными объектами являются кыновские и пашийские отложения [31]. На Бондюжском месторождении применялось законтурное заводнение для поддержания пластового давления. Расстояние от линии нагнетания до первого эксплуатационного ряда составляет 1500 м. С 1962 года осуществлено разрезание залежи нагнетательным рядом скважин на две зоны с различной продуктивностью. Разбуривания основной высокопродуктивной центральной части залежи осуществлялось по сетке 600х500м и низкопродуктивной северной части по сетке 600х1000м. В разрезающем ряду расстояние между нагнетательными скважинами составляет 600 м, с удалением от первых эксплуатационных рядов на северной и центральной частях - 1000 м. В процессе разработки для вовлечения всех запасов производилась оптимизация плотности сетки скважин до 20 га/скв. Созданная к тому времени система разработки вовлекла в эксплуатацию 80% от утвержденных запасов нефти. Рассмотрим динамику разработки основных технологических показателей, динамика показана в приложении Б. Рисунок 2.2.1 – Динамика технологических показателей разработки Бондюжского месторождения Максимальная добыча нефти на Бондюжском месторождении отмечается в 1972 году – 2785,1 тыс.т нефти, в этот период месторождении находилось на второй стадии разработки, затем добыча с каждым годом идет на спад, за 2010 год добыча нефти составила 272,9 тыс. т. Закачка воды на месторождении началась с 1964 года, наибольшая закачка воды отмечается в 1981 году – 8173,9 тыс.м3. Было внедрено законтурное заводнение, Расстояние от линии нагнетания до первого эксплуатационного ряда составляет 1500 м. Устьевое давление удерживается на уровне 9,7-10,5 МПа. С 1976 года все большее значение стал приобретать перенос фронта нагнетания (приближение зоны закачки к зоне отбора), дополнительное разрезание и очаговое заводнение. Очаговые нагнетательные скважины использовались для вовлечения запасов нефти отдельных литологически экранированных участков пластов и линз. Обводненность на Бондюжском месторождении до внедрения системы ППД практически составляла менее 5%, после начала применения законтурной закачки обводненность резко начала увеличиваться, на 2011 год составила 94,3%. Рисунок 2.2.2 – Динамика технологических показателей разработки Бондюжского месторождения Накопленная добыча нефти на 2011 год на Бондюжском месторождении составила 63598 тыс.т, а добыча жидкости – 241488,7 тыс.т, закачка воды – 275026,4 тыс.м3. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) на Бондюжском месторождении на 2011 год составил 0,39%, а от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) – 4,08%. Коэффициент извлечения нефти – 0,578 д.ед. Компенсация отбора закачкой на 2011 год составила 116,7%, а накопленная компенсация 120,5%. Выполним анализ фонда скважин месторождения. Действующий добывающий фонд Бондюжского месторождения на 2016 год составляет 153 скважины, исходные таблицы показаны в приложении Б. Рисунок 2.2.3 – Анализ фонда скважин Бондюжского месторождения Добывающий фонд 153 скважины, среди которых 62 скважины эксплуатируются электроцентробежными насосами, 1 скважина – винтовой насос, а остальные штанговыми глубинными насосными установками. Рисунок 2.2.4 – Анализ добывающего фонда скважин Бондюжского месторождения по дебиту жидкости Отметим, что почти половина фонда скважин Бондюжского месторождения (47,7% скважин) имеют дебит жидкости более 30 т/сут, 22,2 % фонда добывают 10-30 т/сут, менее 5 т/сут имеют 13,7% фонда скважин. Рисунок 2.2.5 – Анализ добывающего фонда скважин Бондюжского месторождения по дебиту нефти Рассмотрев рисунок 2.2.5, видно, что больше половины фонда – 56,2% скважин имеют дебит нефти менее 5 т/сут, 24,2% скважин добывают 5-10 т/сут, и всего лишь 5,9% фонда имеют дебит нефти более 15 т/сут. Рисунок 2.2.6 – Анализ добывающего фонда скважин Бондюжского месторождения по обводненности Большая часть скважин Бондюжского месторождения 63,4% фонда имеют обводненность более 80%, обводненность менее 40% имеют 11,8% скважин, остальные скважины имеют обводненность 40-80%. Рисунок 2.2.7 – Анализ добывающего фонда скважин Бондюжского месторождения по типу насоса Наиболее часто применяемый тип насоса на скважинах Бондюжского месторождения является 25-175-ТНМ – 14,4% от всего действующего фонда скважин, 11,8% - тип насоса 25-150-RHAM, а также 11,1% фонда – тип насоса ЭЦН5А-400. Рисунок 2.2.8 – Анализ добывающего фонда скважин Бондюжского месторождения по глубине спуска насоса Больше половины фонда скважин (60,1%) имеют глубину спуска насоса 1200-1500 метров, меньше всего 3,9% скважин глубину менее 1000 метров, свыше 1500 метров – 15% от общего фонда скважин. Анализируя текущее состояние разработки промыслового объекта, фонд скважин Бондюжского месторождения (47,7% скважин) имеют дебит жидкости более 30 т/сут, 22,2 % фонда добывают 10-30 т/сут, менее 5 т/сут имеют 13,7% фонда скважин. Больше половины фонда – 56,2% скважин имеют дебит нефти менее 5 т/сут, 24,2% скважин добывают 5-10 т/сут, и всего лишь 5,9% фонда имеют дебит нефти более 15 т/сут. Большая часть скважин 63,4% фонда имеют обводненность более 80%, обводненность менее 40% имеют 11,8% скважин, остальные скважины имеют обводненность 40-80%. Наиболее часто применяемый тип насоса является 25-175-ТНМ – 14,4% от всего действующего фонда скважин, 11,8% - тип насоса 25-150-RHAM, а также 11,1% фонда – тип насоса ЭЦН5А-400. Большая часть фонда скважин (60,1%) имеют глубину спуска насоса 1200-1500 метров, меньше всего 3,9% скважин глубину менее 1000 метров, свыше 1500 метров – 15% от общего фонда скважин.
Условия покупки ?
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg