liverumodels

1. Многостадийный Гидроразрыв Пласта
2. Гидравлический Разрыв Пласта
3. Флот Грп
4. Гидроразрыв Пласта Реферат Скачать
5. Что Такое Грп

Гидравлический разрыв пласта. Последние рефераты. НПИ причины неуспеваемости детей. Купить реферат на тему «Гидроразрыв пласта», оценка 5.0, уникальность 100%. Скачать реферат по нефтегазовому делу за 300 рублей.

• Введение 3 1 Сущность метода гидравлического разрыва пласта 5 2 Технология и техника.
• Гидроразрыв пласта реферат - Готовая смесь отбирается так же, как и в первом случае. Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины.

Гидроразрыв пласта Введение В увеличении добычи нефти большое значение, несомненно, имеют методы воздействия на призабойную зону скважин. Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением новых месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Во многих случаях для этого необходимо проводить интенсификацию притока, которая позволяет очистить призабойную зону, загрязненную после бурения и цементирования, освоения и ремонта или после продолжительной эксплуатации. Восстановление проницаемости продуктивных отложений можно достичь путем проведения химических и физико-химических операций, комплексно воздействующих на призабойную зону пласта. В связи с тем, что существует множество причин нарушения гидродинамической связи пласта со скважинами, в настоящее время разработано и используется довольно большое число способов устранения этих нарушений. Одним из таких способов является гидравлический разрыв пласта.

Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами (песчаники, известняки, доломиты и т.д.) с низкой проницаемостью. Гидравлический разрыв, воздействуя на пласты и призабойную зону, повышает производительность скважин, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Повышение производительности скважин и нефтеотдачи пласта обусловливает широкое применение метода при разведке и разработке нефтяных месторождений.

Гидравлический разрыв может быть определен как физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в скважину флюида. После разрыва давление флюида увеличивает трещину, обеспечивая ее связь с системой естественных, природных трещин, не вскрытых скважиной, а также с зонами повышенной проницаемости, расширяя, таким образом площадь дренажа скважины и способствуя значительному увеличению ее дебита. Совершенствование теоретических знаний одновременно с улучшением характеристик функционирования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов обеспечили достижение коэффициента успешности операции трещинообразования, близкого к 90%. Положительные результаты привели к общему признанию этого способа в качестве необходимого этапа в освоении эксплуатационных или нагнетательных скважин, которые вскрывают плотные пласты, представленные твердыми породами. В настоящее время накоплен достаточно большой опыт по применению ГРП, обработка и анализ которого дадут возможность усовершенствовать технику и технологию метода.

Геологическое строение Малодушинского месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении В административном отношении Малодушинское нефтяное месторождение находится в Речицком районе Гомельской области. Ближайшими к территории месторождения населёнными пунктами являются Василевичи, Бабичи, Луки, ближайшие города ― Речица, Гомель. Ближайшей шоссейной дорогой является трасса Речица ― Хойники. Имеется сеть грунтовых дорог, трудно проходимых в осеннее-весений дождливый период. К северо-западу от месторождения вдоль шоссейной дороги Гомель ― Калинковичи проходит нефтепровод «Дружба».

Территория Малодушинского месторождения представляет слегка всхолмленную, заболоченную равнину, значительная часть которой покрыта хвойным и лиственным лесом. Абсолютные отметки поверхности земли составляют +100 ― +130 м. Гидрографическая сеть района представлена реками: Днепром и Березиной и их притоками, а также имеется широкая сеть мелиоративных каналов и небольших водоёмов. Реки характеризуются широкими заболоченными поймами и спокойным течением. Климат умеренно-континентальный.

Средняя температура января -4,4º С, июля +17 º С, среднегодовая температура воздуха +7 º С. Годовое количество осадков достигает 585 ―648 мм, причем наибольшее количество их выпадает в летнее время. Месторождение введено в промышленную разработку в 1979 г. 1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения Геологический разрез Малодушинского месторождения сложен архейско-протерозойскими породами кристаллического фундамента и осадочными образованиями, начиная с верхнего протерозоя и заканчивая мезокайнозойскими отложениями. Полная мощность осадочного чехла вскрыта тремя скважинами и составляет от 3344,2 м до 4430 м. Архей-протерозойская группа. Породы архей-протерозойской группы в пределах Малодушинского месторождения представлены: биотитово-амфиболитовыми плагиогнейсами чёрными, трещиноватыми; гранито-гнейсами, биотитовыми гнейсами с реликтами гранитов, в кровле ─ корой выветривания гранитов, т.е.

Глиноподобной гидрослюдистой монтмориллонитовой ожелезненной массой (3,3 м). Вскрытая мощность составляет от 3 м до 37 м. Верхнепротерозойская группа, эокембрий.

Эокембрийскими отложениями начинается осадочный чехол месторождения. Литологически породы представлены песчаниками светло-серыми, кварцевыми, слюдистыми, массивными, среднезернистыми с прослоями глин тёмно-серых, песчанистых, массивных, и ангидритов светло-розовых крупнозернистых, массивных. Вскрытая мощность составляет от 3 м до 15 м. Палеозойская группа. Отложения палеозойской группы залегают на нижележащих породах с резким угловым и стратиграфическим несогласием.

В пределах описываемого района палеозойская группа представлена девонской, каменноугольной и пермской системами. Девонская система.

Представлена средним и верхним отделами. Средний отдел.

Подразделяется на эйфельский и живетский ярусы. Эйфельский ярус. Включает витебско-пярнуские и наровские отложения. Витебско-пярнусский горизонт. На описываемой территории отложения витебско-пярнусского горизонта распространены повсеместно, на нижележащих отложениях залегают с несогласием.

Представлены глинами аргилитоподобными, зеленовато-серыми с тёмно-красными пятнами, микрочешуйчатыми, гидрослюдистыми, не слоистыми, песчано-алевритовыми, неравномерно доломитизированными. Ниже глины постепенно переходят в гравелиты светло-серые, разнозернистые, полешпатово-кварцевые с глинисто-карбонатным сульфатным цементом, с тонкими прослоями глины. В нижней части интервала встречаются обломки розовато-серых гранитов. Мощность отложений составляет 16-17 м.

Породы наровского горизонта согласно залегают на пярнуских, распространены по всей площади. Отложения представлены в нижней части мергелями доломитовыми, пестроцветными, с прослоями глин гидрослюдистых, доломитовых, с примесью песчано-алевритового материала и ангидрита, с прослоями песчаников и глин; выше по разрезу преобладающее положение постепенно занимают глины красновато-бурые или тёмно-серые, доломитистые, слабослюдистые, с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность горизонта варьирует от 50 м до 62,2 м. Живетский ярус.

Отложения староскольского горизонта с перерывом залегают на нижележащих породах, имеют повсеместное распространение и представлены пестроцветными песчано-алевролитово-глинистыми породами, равномерно чередующихся между собой. Мощность горизонта составляет 47 м ―108,4 м. Верхний отдел. Представлен отложениями франского и фаменского ярусов.

Франский ярус. Включает ланский, саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский, евлановский и ливенский горизонты. Ланский горизонт имеет повсеместное распространение. Представлен песчаниками, алевролитами, глинами аргилитоподобными. Мощность горизонта меняется от 21 м до 60,6 м. Саргаевский горизонт повсеместно распространён на месторождении. Представлен карбонатными породами: известняками, доломитами, мергелями.

В нижней части горизонта наблюдается переслаивание глинистых и слабоглинистых доломитов. Мощность горизонта меняется от 37,2 м до 48 м.

Семилукский горизонт на описываемой территории распространён повсеместно. Представлен в основном доломитами ангидритизированными, кавернозными с многочисленными нефтяными признаками. Местами наблюдаются глинистые прослои, встречаются остатки фауны.

В нижней части горизонта встречаются прослои известняков. Мощность горизонта составляет от 24,4 м до 28 м. Речицкий горизонт регионально перекрывает семилукские отложения. Представлен глинами слоистыми, гидрослюдистыми, известняковыми, с растительными остатками и микрозёрнами пирита, в верхней части горизонта встречаются прослои мергелей, а также известняков. Мощность горизонта изменяется от 18 м до 35 м. Воронежский горизонт имеет повсеместное распространение, залегает согласно на отложениях речицкого горизонта.

Отложения горизонта подразделяются на две пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка представлена, в основном, известняками серыми, глинистыми, неясно слоистыми с редкими остатками фауны.

Мощность пачки ― от 34 м до 42 м. Верхняя пачка представлена известняками тёмно-серыми, с прослоями ангидрита светло-серого; в нижней части пачки ― доломиты. Мощность пачки 40 ―4 2 м. Общая мощность воронежского горизонта меняется от 75 м до 95,6 м. Евлановский горизонт повсеместно перекрывает воронежские отложения.

Литология горизонта довольно разнообразна. Глинисто-ангидритовые породы переслаиваются с известняками, доломитами, мергелями, песчаниками. Мощность горизонта составляет 124 м ― 17 4 м. Ливенский горизонт распространён повсеместно.

Отложения ливенского горизонта представлены каменной солью с прослоями глинистых, карбонатных и сульфатных пород. Мощность горизонта меняется в пределах: от 299 м до 943 м. Фаменский ярус. Подразделяется на домановичский, задонский, елецкий, петриковский, лебедянский и полесский горизонты. Отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов в пределах площади отсутствуют в узкой полосе простирающейся с северо-запада на восток. В северном и южном направлениях от зоны отсутствия этих отложений происходит постепенное увеличение мощности горизонта.

Отложения этих горизонт представлены известняками, мергелями. Широко распространены прослои туфогенных пород. Мощность отложений изменяется от 0 м до 842 м. Лебедянский горизонт. Представлен переслаиванием терригенно-карбонатных пород: ангидритов, песчаников, глин, известняков, доломитов, мергелей с каменной солью. Мощность горизонта составляет 3 34―264 3 м. Нерасчленённые отложения каменноугольной системы и дансковского горизонта верхнего девона залегают согласно на нижележащих породах, представлены преимущественно глинами с прослоями различных песчано-карбонатных пород: песчаников, алевролитов, доломитов, мергелей, известняков.

Мощность меняется от 59 м до 1534 м. Пермская система представлена переслаиванием песчаников, песков и алевролитов. Мощность варьирует от 34 м до 204 м. Мезозойская группа включает отложения триасовой, юрской и меловой систем. Триасовая система. Представлена пестроцветными глинами с редкими прослоями песчаников.

Мощность ― от 38 м до 361 м. Юрская система. Нижняя часть ― песчано-глинистая; верхняя ― известково-мергелистая. Мощность колеблется от 100 до 170 м. Меловая система. Отложения представлены внизу ― тёмно-серыми плотными глинами; выше ― глауконитовыми песчаниками; вверху ― писчим мелом.

Мощность ― от 58 м до 184 м. Кайнозойская группа. Палеогеновая и четвертичная системы. Представлены кварцевыми песками с редкими прослоями серой глины; выше ― песками с галькой изверженных пород и суглинками. Мощность меняется от 0 до 154 м. 1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов Малодушинское месторождение относится к северной тектонической зоне Припятской впадины. В осадочном чехле в пределах Малодушинской структуры, как и всей Северной тектонической зоне впадины, по данным структурно-формационных исследований выделяются три структурных этажа, отражающие основные этапы её развития: нижний, средний и верхний.

Нижний структурный этаж представлен подсолевыми отложениями, соответствует платформенному этапу развития впадины. Он характеризуется блоковым строением, сложившимся в результате тектонических подвижек фундамента по разломам.

Локальные структуры подсолевых отложений представляют собой моноклинали или слабо выраженные гемиантиклинали. Моноклинальный блок обычно ограничен субширотным региональным разломом и субмеридиальными разломами. Малодушинское месторождение ограничено с запада, юга и востока региональным сбросом. Амплитуда регионального субширотного сброса составляет 1000 м. Поднятие характеризуется моноклинальным залеганием пород с общим падением в северном направлении, угол падения пород составляет, в среднем, 20 º, амплитуда поднятия 400 м в пределах изогипсы 3700 м, площадь поднятия составляет 15 км ×1,4 км. Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения, соответствует авлакогеновому этапу развития впадины. Он характеризуется пликативно-блоковыми структурными формами, обусловленными как тектоническими движениями фундамента, так и влиянием соляного тектогенеза нижней соленосной толщи.

Верхний структурный этаж включает пермские и мезо-кайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития припятской впадины. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.

1.4 Нефтегазоносность Промышленная нефтеносность Малодушинского месторождения связана с подсолевыми отложениями (воронежский и семилукский горизонты). Непромышленные притоки получены при испытании межсолевых отложений (скв. Пласты-коллекторы семилукской залежи представлены, в основном, доломитами трещиноватыми и кавернозными. Тип залежи пластовая, тектонически экранированная. Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 16 м, максимальные её значения приурочены к северо-западной части залежи, закономерно увеличиваясь от приконтурной зоны к её сводовой части. В настоящее время залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления методом приконтурного заводнения. Коллекторами воронежской залежи являются доломитизированные известняки пористо-кавернозные, трещиноватые.

Они выделены только в нижней пачке воронежского горизонта. Максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к приконтурной зоне западного блока воронежской залежи. Залежь имеет линзовидное строение и разрабатывается единичными скважинами. Разработка её осуществляется на естественном режиме. Основным объектом разработки является залежь семилукского горизонта. Залежь воронежского горизонта эксплуатируется единичными скважинами.

Залежь нефти семилукского горизонта имеет блоковое строение (центральный и восточный) и содержит основной объём (98,4%) извлекаемых запасов. Запасы нефти: Воронежский горизонт Балансовые 222. Извлекаемые 44.

Семилукский горизонт Балансовые 5792. Извлекаемые 2675. Описание технологии разрыва пластов для различных условий Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - это метод образования новых трещин или расширение некоторых существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличивается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью. При планировании технологических режимов выполнения ГРП фирма «Довелл Шлюмберже» не выполнила прогноза добывных возможностей скважин после ГРП.

В связи с этим, институтом БелНИПИнефть предпринята первая попытка сделать прогноз эффективности ГРП, попытка спрогнозировать возможные дебиты скважин после ГРП. Поскольку расчетной схемы для прогнозирования дебитов для коллекторов нефтяных месторождений не имелось, то при расчете были приняты следующие положения: в основу расчета принят текущий дебит скважины как базовый и текущие фильтрационные свойства пласта; после ГРП при работе скважины будет задана та же депрессия на пласт, что и до ГРП; в результате ГРП произойдет изменение приведенного радиуса скважины. Тогда дебит после ГРП будет равен где Qгрп - дебит скважины после ГРП, куб.

М/сут.;m - текущий дебит скважины до ГРП, куб. М/сут.;k - радиус контура питания, м; r с.пр1 - приведенный радиус скважины до ГРП, м; г c.пр1 - приведенный радиус скважины после ГРП, м. Приведенный радиус скважины до ГРП определяли по результатам гидродинамических исследований. Приведенный радиус после ГРП рассчитывали из выражения Хавкинса где S - скин-фактор, ед.; г с пр - приведенный радиус зоны вокруг скважины с измененной повышенной проницаемостью, м; rс - радиус скважины в метрах; kпл - проницаемость пласта, мкм2; kз - проницаемость зоны вокруг скважины, мкм2; Преобразовывая последнее выражение, получим: Учитывая. Что проницаемость пласта после ГРП, как правило, намного меньше проницаемости прискважинной зоны (проницаемость пласта равна единицам миллидарси, а проницаемость прискважинной зоны - десяткам дарси), принимаем k пл = 0. Тогда Принимаем, что после ГРП показатель скин-эффекта становится равным минус четырем.

Тогда приведенный радиус будет равен 5,5 м. В соответствии с изложенными соображениями был проведен расчет прогнозных дебитов после ГРП, который приведен в табл.

Для сравнения в табл. 5.8 приведены дебиты и дополнительная добыча, которую можно было бы получить при оптимизации работы скважин без ГРП, а также фактические дебиты, с которыми скважины, по которым провели ГРП, работали в ноябре 1997 г.

Как видно из табл. 5.8 расчетные дебиты близки к фактическим. Так, по скважине 238-Речицкая прогнозный дебит жидкости равен 21,7 куб.

М/сут., фактический - 15,2 куб. М/сут.; по скважине 250-Речицкая - прогнозный дебит 1,3 куб. М/сут., фактический - 1,6 куб. М/сут.; по скважине 72-Мармовичская - прогнозный дебит 4,0 куб. М/сут., фактический - 1,1 куб.

М/сут,; по скважине 76-Мармовичская - прогнозный дебит 6 куб. М/сут., фактический - 7 куб. М/сут.; по скважине 115-Вишанская - прогнозный дебит 10,3 куб. М/сут., фактический - 15,8 куб. Следует отметить, что прирост дебитов после ГРП получен в 2,5-3,4 раза по тем скважинам (238-Речицкая, 115-Вишанская), по которым до ГРП наблюдались повышенные (положительные) значения скин-эффекта (табл.

По тем скважинам, у которых фильтрационные свойства пласта в околоствольной зоне были снижены (238-Речицкая) или близки к фильтрационным свойствам пласта (скв. Анализируя показатели работы скважин после ГРП и сравнивая их с показателями, которые можно было бы получить при оптимизации работы насосного оборудования, следует отметить, что за счет оптимизации можно было бы получить дополнительную добычу нефти по объему равную или даже больше той, которую запланировали получить после ГРП. В таблице 5.9 приведены показатели эксплуатации скважин после ГРП. Как видно из этой таблицы, существенный эффект в виде дополнительной добычи нефти наблюдается по скважинам 238-Речицкая - 634 тонны и 115-Вишанская - 882 тонны.

По скважинам 250-Речицкая и 76-Мармовичская объемы дополнительной добычи нефти незначительны (63 и 110 тонн соответственно). По скважине 72-Мармовичская после ГРП вообще наблюдается снижение дебита как по нефти, так и по жидкости. Суммарная дополнительная добыча нефти от операций по ГРП на 01.12.97 г.

Составила 1689 тонн. Успешность работ по ГРП составила 80%. В заключение следует отметить, что целесообразность планирования и проведения ГРП следует определять после проведения на скважинах детальных гидродинамических исследований и оценки состояния околоствольной зоны. На скважинах, где показатель скин-эффекта отрицательный, ГРП планировать вообще не следует. Как правило, это скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, на которых при интенсификации притока проводили по несколько кислотных обработок. 4.2 Оценка экономической эффективности процессов по гидравлическому разрыву пласта по состоянию на года В августе-сентябре 1997 года проведено 5 скважино-операций по гидравлическому разрыву пласта.

На скважинах 238 и 250 Речицкого месторождения проведен гидроразрыв пласта с закачкой в трещину расклинивающего проппанта. На скважинах 72 и 76 Мармовичского месторождения и 115 Вишанского месторождения проведен гидрокислотный разрыв.

На графиках приведена динамика работы скважин до и после ГРП, а таже динамика окупаемости затрат по годам. В таблице 4.2.1 приведены технико-экономические показатели эффективности операций ГРП.

Из таблицы 4.2.1. И графиков 4.1-5. Следует, что по состоянию на г. Эффект прекратился по всем скважинам. По скважине 72 Мармовичского месторождения превышение дебита над базовым незначительное, и получено за счет нескольких смен насосов и режимов их работы. Скважина 76 Мармовичского месторождения отработала с эффектом 2 месяца и с 01.02.97 г.

Переведена под нагнетание. По скважине 238 Речицкого месторождения эффект прекратился с июля месяца 1998 г. После ремонта, связанного с обследованием колонны вновь появилось небольшое превышение текущего дебита над базовым, которое уже нельзя отнести к ГРП. Скважина 250 Речицкого месторождения переведена с декабра 1998 г. Под нагнетание. Получена дополнительная добыча нефти в объеме 18642 тонны.

За весь период эффекта средний прирост дебита составил 5,63 т/сут. Следует отметить, что на скважине 115-Вишанская наряду с увеличением продуктивности за счет ГРП произошло существенное увеличение депрессии за счет перевода скважины на мехдобычу. Это означает, что часть дополнительной добычи по этой скважине получена за счет оптимизации ее работы. По КВД от 20-21.05.97 г. (до ГРП) коэффициент продуктивности скважины К 1 =0,75 т/(сут.МПа), при базовом дебите 2,5 т/сут депрессия на пласт составляла dР 1 =3,33 МПа. По КВУ от 6-9.10.97 г.

(после ГРП) коэффициент продуктивности скважины К 2 =1,93 т/(сут.МПа). По среднему значению разности статического и динамического уровней средняя депрессия на пласт за весь период после ГРП составила dР 2 =10,2 МПа. Исследования режима работы скважины по диаграмме записанной системой СКАД от 3.11.98 г. Показали, что коэффициент продуктивности скважины на этот момент по крайней мере не уменьшился.

Поэтому отношение прироста дебита, который можно было бы получить только за счет увеличения депрессии к приросту дебита только за счет увеличения коэффициента продуктивности. Таким образом, доля прироста дебита по скважине 115-Вишанская за счет оптимизации режима работы составляет В / (1 + В) = 0,57, а доля прироста дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности - 1 / (1 + В) = 0,43. Дополнительную добычу нефти 16251 тонны по состоянию на г. (эффект прекратился) по этой скважине можно приблизительно разделить следующим образом: 6988 т - за счет увеличения коэффициента продуктивности и 9263 т - за счет оптимизации режима работы. По скважине 238-Речицкая наряду с ГРП также выполнена оптимизация режима работы насосного оборудования. Поэтому по этой скважине также следует разделить дополнительную добычу нефти в соответствии с приростом коэффициента продуктивности и приростом депрессии. По КВД от 25.09.96 г.

(до ГРП) пластовое давление на глубине замера 2594 м составляло 15,5 МПа. Средний динамический уровень до ГРП составлял 960 м, что соответствует забойному давлению в 13.1 МПа.

Депрессия на пласт dР 1 =15,5-13.1=2,4 МПа, что при базовом дебите q 1= 4,81 т/сут. Дает коэффициент продуктивности К 1 =2,0 т/(сут.МПа).

После ГРП средняя разность динамического и статического уровня составила 350 м, что соответствует средней депрессии 2,8 МПа. Средний прирост депрессии после ГРП составил dР 2 =2,8-2,4=0,4 МПа. Средний дебит нефти (при нулевой обводнености) составил после ГРП q 2 =11,7 т, откуда коэффициент продуктивности К 2 =4,18 т/(сут.МПа). Таким образом доля прироста дебита по скважине 238-Речицкая за счет оптимизации режима работы составляет В / (1 + В) = 0,47, а доля прироста дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности 1/(1+В) = 0,53.

Дополнительная добыча нефти 1343 тонн по состоянию на г. (эффект прекратился) разделится следующим образом: 712 т - за счет увеличения коэффициента продуктивности, 631 т - за счет оптимизации режима работы. По скважине 250-Речицкая наряду с ГРП также выполнена оптимизация режима работы насосного оборудования. По КВД от 15.05.97 г.

(до ГРП) пластовое давление на скважине 250-Речицкая на глубине замера 2517 м составляло 11,5 МПа. Средний динамический уровень до ГРП составлял 1600 м, что соответствует забойному давлению в 7,34 МПа. Депрессия на пласт dР 1 =11,5-7.34=4,16 МПа, что при базовом дебите q 1= 0,71 т/сут. Дает коэффициент продуктивности К 1 =0,17 т/(сут.МПа).

После ГРП средний динамический уровень составил 1680 м, что соответствует приросту депрессии по сравнению с приростом до ГРП 0,64 МПа. Средняя депрессия после ГРП составляет dР 2 =4,16+0,64=4,8 МПа.

Средний дебит нефти после ГРП по октябрь 1998 г. Составил q 2 =1,97 т/сут, откуда коэффициент продуктивности К 2 =0,41 т/(сут.МПа). Доля прироста дебита на скважине по скважине 250-Речицкая за счет оптимизации режима работы составляла В / (1 + В) = 0,10 а доля прироста дебита за счет увеличения коэффициента продуктивности 1/(1+В) = 0,9. Дополнительная добыча нефти 468 тонны по состоянию на 01.10.98 г.

Разделится следующим образом: 421 т - за счет увеличения коэффициента продуктивности, 47 т - за счет оптимизации режима работы. Таким образом, дополнительная добыча нефти, полученная после ГРП, обусловлена как увеличением коэффициента продуктивности в 2,57 раза по скважине 115-Вишанская, в 2,09 раза - по скважине 238-Речицкая, в 2,4 раза - по скважине 250-Речицкая за счет ГРП, так и оптимизацией работы насосного оборудования. По скважинам 72 и 76 Мармовичского месторождения дополнительная добыча условно отнесена к полученной за счет увеличения коэффициента продуктивности, т.к. При определении долевых коэффициентов по этим скважинам частично отсутствовала необходимая информация. Таким образом за счет увеличения коэффициента продуктивности дополнительная добыча нефти составила 8701 т, а за счет оптимизации - 9941 т. Затраты на проведение 5-ти скважино-операций ГРП составили около 1 200 000 $ США. Средняя чистая прибыль на 1 тонну дололнительно добытой нефти за период 1997-2002 год составила 40,6 $ США.

Прибыль от реализации всей дополнительно добытой нефти составила 756877 $ США или 63,1% от затрат. Прибыль от реализации дополнительно добытой нефти за счет увеличения коэффициента продуктивности (непосредственно от ГРП) составила 353261 $ США или 29,4% от затрат. В среднем на одну выполненную скважино-операцию по ГРП на г. Дополнительная добыча нефти за счет этой операции составила 3728 тонн, в том числе:. 1740 тонн за счет собственно ГРП;. 1647 тонн за счет оптимизации работы насосного оборудования. Приведенный анализ показывает, что эффективность выполненных ГРП низка и находится на уровне обыкновенных ОПЗ.

Средняя дополнительная добыча нефти с учетом эффекта по скважинам, на которых ОПЗ проведены в 1997 г. Составила 2113 тонны, по скважинам 1998 г. 2037 тонн на одну выполненную обработку. В то же время затраты на проведение ОПЗ кратно ниже затрат на ГРП. Таблица 4.2.1.

Проведение гидравлического разрыва пласта на Малодушинском месторождении.1 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта При выборе скважин для гидравлического разрыва пласта руководствуются прежде всего гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны и скважины. При этом в случае многопластового объекта разработки параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности посредством ее исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме. Для гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые сцементированные, крепкие породы, т.е. Гидроразрыву в первую очередь следует подвергать скважины, в которых породы пластов при опробывании или эксплуатации не разрушаются и в которых ненаблюдаются песчаные пробки. Рекомендуется избегать разрывов в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат этого процесса. Отмечается закономерность изменения результатов гидроразрыва от степени выработанности горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах наблюдаются по пластам с высоким давлением, меньшей степенью дренированности и более высокой нефтенасыщенности.

Многостадийный Гидроразрыв Пласта

По горизонтам, которые разрабатываются с поддержанием пластового давления, эффективность гидравлического разрыва оказывается выше, чем по тем, которые эксплуатируются без поддержания пластового давления. Вместе с тем гидравлический разрыв нецелесообразно проводить в добывающих скважинах, расположенных вблизи очагов или линии нагнетания, а также водонефтяного контура, так как при этом может произойти резкое увеличение притока воды и уменьшение притока нефти. Гидравлический разрыв может планироваться по скважинам, работающим с высоким газовым фактором, с целью его снижения. Уменьшение газового фактора вследствие гидравлического разрыва достигается в скважинах, имеющих небольшую разгазированную область вокруг забоя, т.е.

Снижение высокого газового фактора за счет гидроразрыва возможно в тех скважинах, где большой приток газа не связан с прорывом его из повышенной газонасыщенной части пласта или прорывом от газонагнетательных скважин. Гидравлический разрыв в последних двух случаях проводить не следует, так как это может привести к еще большему увеличению притока газа. Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта, подвергаемого разрыву, составляет 2-15 м.

В скважинах, вскрывших многоплановые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократные или поинтервальиые гидроразрывы. Гидравлический разрыв не рекомендуется осуществлять в технически неисправных скважинах (с нарушенной фильтровой частью, со сломом или смятием колонны, при недостаточной высоте подъема цемента или плохом состоянии цементного кольца за колонной). В скважинах, где в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо провести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв.

В скважинах, имеющих приток пластовой воды, гидравлический разрыв целесообразно проводить после предварительной изоляции ее притока. При выборе скважин для проведения гидравлического разрыва пласта полезно использовать данные электрокаротажа, анализы кернов, историю эксплуатации скважины, данные по разрывам пласта на других скважинах одного и того же месторождения и т.д. Эти данные должны быть тщательно проанализированы.

На малодушинском этом месторождении преобладают карбонатные пласты, поэтому нам необходимо проводить кислотный гидроразрыв пласта. Для того чтобы этот процесс был наиболее эффективен, скважина должна быть: с плотным, непроницаемым коллектором; отсутствие зон поглащения (при наличии таких зон, они должны временно блокироваться - многоэтапный ГРП); малая обводненность, низкий газовый фактор; толщина глинистых пропластков, отделяющих от газо- и водоносных пластов не менее 5 м; вблизи скважины не должно быть очагов прорыва воды. Перед проведением ГКРП предусматривается щелевая перфорация. Толщина глинистых пластов, отделяющих от газо- и водоносных пластов более 5 м, вблизи скважины нет очагов прорыва воды.

Исходя из всего этого, было бы целесообразно произвести гидрокислотный разрыв пласта на скважине №32 семилукского горизонта. 5.2 Расчет технологических параметров ГРП Эксплуатационный горизонт - Sm Глубина - 3766 м. Плотность пород - 2130 кг/м 3 Е модуль упругости - 5,8 10 5 МПа Коэффициент Пуассона - 0,3 Плотность жидкости ГРП: Вязкость жидкости ГРП:. Водонефтяная эмульсия - 930 кг/м 3 100 МПа. Нефтекислотная эмульсия - 1090 кг/м 3 1 МПа.

Вода - 1130 кг/м 3 1 МПа с Темп закачки жидкости ГРП - 1555 м 3 /сут и 2160 м 3 /сут Диаметр НКТ 73 мм Эксплуатационная колонна 168х127, переход 2200 м. Проницаемость пласта - 0.021 мкм 2 Производительность агрегата 6,0 и 8,3 л/с Рабочее забойное давление при ГРП определяется по формуле: P грп.з =1,5 Р ст где: P ст - давление столба жидкости, МПа/м; P ст =H r ж g Н = 3753 - вертикальная глубина до среднего уровня перфорации, м; g - ускорение свободного падения, м/с 2 r ж - плотность технической жидкости, r ж =1020 кг/м 3; P ст =3753 1020 9,8 Па=37,55 МПа; Тогда по формуле: P грп.з =1,5 37,55=56,3 МПа.

Вертикальная составляющая горного давления Р г.в = r п g L r п - средневзвешенная плотность разреза, кг/м 3 g - ускорение свободного падения, м/с 2 L - глубина пласта, м Р г.в =2130 9,81 3753 10 -6 =78,4 МПа Горизонтальная составляющая горного давления Р г =Р г.в n /(1- n ) Р г =78,4 0,3/(1-0,3)=33,6 МПа Средний объем жидкости разрыва V р =50 м 3 Объем кислотного раствора V к.р =20 м 3 Объем продавочной жидкости V п =g тр Н тр +g к Н к V п =0,0028 3753+0,011 13=10,7 м 3 Объем 1 п.м. НКТ=( p d 2 /4) 1=(3,14 0,06 2 /4) 1=0,0028 м 3 Объем 1 п.м.

Размещено на ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП) 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 (ГРП). 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. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Гидравлический Разрыв Пласта

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин. Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10.20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2.3 раза. В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины. Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом.

При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины при проницаемости пласта 0,01.0,05 мкм 2 обычно составляет 40.60 м, а объем закачки - от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн проппанта. Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Флот Грп

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10 -4 мкм 2) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью 1000 м и более с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн проппанта. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ЗА РУБЕЖОМ Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе Ж.

Кларка в 1948 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. В США было проведено более 100000 ГРП.

По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90%. В мире было произведено более миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин методом ГРП был отмечен в 1955 г.

Гидроразрыв Пласта Реферат Скачать

примерно 4500 ГРП/мес., к 1972 г. Число операций уменьшилось до 1000 ГРП/мес., и к 1990 г. Уже стабилизировалось на уровне 1500 операций/мес. Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины, отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Что Такое Грп

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины.