Повышение эффективности проведения ГТМ на скважинах ТПП

В процессе разведочного бурения и освоения скважин выполнено 17 обработок призабойной зоны пласта (ОПЗ). Причины связаны с загрязнением ПЗП разного рода органическими осадками (например, асфальтосмолопарафиновыми отложениями - АСПО), фильтратом бурового раствора и образованием гидратов на оборудовании. Основной объем мероприятий связан с закачкой хлористого кальция CaCl2.В результате обработки пяти скважин (№№ 88, 137, 146, 159, 162) получен положительный эффект, прирост дебита нефти составил от 0,8 до 5,5 т/сут. Обработка ПЗП каустической содой, соляной и синтетической виноградной кислотой положительного эффекта не дала (таблица 3.1).Для выявления кандидатов по проведению обработок ПЗП необходимо регулярное выполнение гидродинамических исследований.Таблица 3.1 – Результаты проведения обработки призабойной зоны пласта№ скв.ДатапроведенияОбъектИнтервал обработки, мТипи объем раствора обработкиДебит нефти, т/сутдо ОПЗпосле ОПЗ8805.05.2008БС122510-2544хлористый кальций - 13 м33,412625.01.2012БС122164-2170хлористый кальций - 1 м3--13222.01.2013БС122064-2072хлористый кальций157,0100,013706.08.2013БС122064-2072хлористый кальций-0,114319.08.2004БС122049-2080хлористый кальций - 1 м3--14609.02.2014БС122039-2048хлористый кальций1,77,214805.04.2009БС122060-2070СВК* -0,3 м3каустическая сода-0,5 м3--15920.07.2016БС122073-2079хлористый кальций - 0,7 м3-2,416215.03.2014БС122066-2084СВК*0,10,916322.05.2015БС122060-2070СВК*хлористый кальций--17030.04.2005БС122077-208115%соляная кислота --17906.03.2016БС122127-2133хлористый кальций--*- СВК (синтетическая виноградная кислота)В 2013 году в отложениях пласта БС12 проведена апробация технологии гидроразрыва пласта (ГРП). К настоящему времени ГРП проведено в трех скважинах, в т. ч. в двух ННС классический ГРП и одной горизонтальной скважине 2 секционный. Параметрытехнологии представлены в табл. 3.2.Таблица 3.2 – Технологические характеристики скважин с ГРП / МГРП и параметры трещин№ скв.ПластДебит нефти после ГРП, т/сутДебит жидкости после ГРП, т/сутОбводненость после ГРП, %Полудлина трещины, мШирина трещины, ммВысота трещины, мkтр, мДОбъем проппанта, тоннР2-1БС127890121004.5283094620378803872.723.2304259002ГС28333012901.23526050Скважины №№ 203 и 9002 введены в эксплуатацию после проведения операции ГРП - закономерно получены высокие дебиты(табл.3.2). Между тем поскважине № P2-1,отрабатывавшей на начальном этапе без мероприятий по интенсификации притока, входные показатели оказались существенно ниже - дебит безводной нефти порядка 30 т/су. Закономерно, что после проведения операции ГРП отмечается более чем двукратныйприростдебита по нефтис 30 т/сут до 78 т/сутпри незначительной доли воды в продукции(12%).Как следствие, успешные результаты проведения гидравлического разрыва пласта применительно к юрским отложениям, позволяют предлагать технологию на этапе промышленного освоения запасов.Следующим перспективным методом,подтвердившим свою эффективность, является применение скважин с горизонтальным окончанием ствола (ГС). Целесообразность бурения горизонтальных скважин определяется, во-первых, геологическими факторами, во-вторых, экономической эффективностью их эксплуатации.В 2013 г. на Покачевскомместорождении пробурено шесть горизонтальных скважин №№ 2001, 2002, 2003, 4001, 5001, 9001.В таблице 3.3 представлены технологические показатели по скважинам.Применительно к объектам свиты (пласт БС12) горизонтальную конструкцию скважин следует признать более конкурентоспособной по сравнению с наклонно-направленной. Дебиты нефти при сопоставимой депрессии (5-10 МПа) в 6-7 и более раз превышают показатели, полученные на этапе разведочного бурения.Таблица 3.3 –Технологические показатели по горизонтальным скважинам№ скважиныПластВходной дебит нефти, т/сутВходной дебит жидкости, т/сутОбводненность, %2001БС12606122002БС1217617522003БС1214014424001БС1233334945001БС1214014329001БС121361482Для реализации достижения утвержденных коэффициентов извлечения нефти, конденсата и газа рекомендуемым вариантом разработки предусмотрена комплексная программа мероприятий, включающая (на прогнозный период):нефть: МГРП –177скв./опер., бурение ГС – 488, бурение МЗГС – 2, физико-химические методы ОПЗ – 4 971скв./опер., ВИР и РИР – 1 454скв./опер.;свободный газ, газ газовых шапок и конденсат: ГРП –8 скв./опер., бурение ГС – 12.Конечные значения коэффициентов нефтеизвлеченияпо объектам представлены в таблице 3.4. Таблица 3.4 –Характеристики вытеснения по объектам разработкиБС12БС12БС12БС12БС12БС12БС12БС12БС12БС12Квыт0,3500,4800,5000,5000,5400,5000,3700,4900,5100,500Кохв0,5170,5770,7660,6880,7020,5720,5510,6630,6760,624КИН0,1810,2770,3830,3440,3790,2860,2040,3250,3450,312За счет геолого-технических мероприятий будет дополнительно добыто 70572,2тыс. т. нефти, 21327,7 млн м3 свободного газа и газа газовых шапок, 1557,3тыс.т. конденсата, что составит 30,1%, 7,1%, 8,5% от общей добычи углеводородов по рекомендуемому варианту 3 соответственно. Основная доля дополнительной добычи нефти от геолого-технических мероприятий приходится на бурение 488 горизонтальных скважин и оценивается в объёме 63083,0тыс. т нефти (89 % от дополнительной добычи).За счет проведения мероприятий МГРП по объектуБС12 – 177скв./опер.предполагается извлечь 4 271,8 тыс. т нефти.Обработка призабойной зоны пласта с применением физико- химических методов позволит извлечь 1 986,6 тыс. т нефти.Применение ВИР и РИР позволит получить прирост нефти на 727 тыс. т. (1% от дополнительной добычи).Реализация программы ГТМ и буровых работ позволит обеспечить достижение утвержденных величин нефте-, газо- и конденсатоотдачи как по эксплуатационным объектам, так и по месторождению в целом.3.3 Расчетная частьРасчет параметров ГРП представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:1.) расчет основных характеристик процесса и выбора необходимого количества техники для проведения ГРП;2.) определение вида трещин и расчет ее размеров;Результаты, полученные после проведения ГРПв скважине № 85Таблица 3.5 - Пластовые данные скв. № 85ПластБС12Пластовое давление,Мпа26,32Проницаемость,мД0,29Эффективная мощность,м133Пластовая температура,°С88Пористость,%9.0%Вязкость жидкости в пластовых условиях,сПз1,67Давление насыщения,МПа9,7Объёмный коэффициент жидкости,усл.ед.1.163Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/мЗ0.855Радиус дренирования,м1000Обводненность продукции,%23%Забойное давление,МПа15.4Таблица 3.6 -Расчетные параметры дизайна ГРП и геометриятрещиныПоказателиДизайн№1Тоннаж ГРП,тоннПолудлина закрепленной трещины,м95Закрепленная высота трещины,м71Коэффициент повреждения проппанта,усл.ед.0.7Средняяпроводимостьтрещины,мД*м242.1Средняя проницаемость трещины,мД60525Средняязакрепленнаяширинатрещины,мм4Безразмернаяпроводимостьтрещиныусл.ед2.55Безразмерный индекс продуктивностиусл.ед0.29Объемгеляна1тнпроппанта(всяработа),м3/тн2.68Уд.Массапроппантана1мэфф.мощности,т/м3.33Процент жидкости разрыва от смеси,%29%Брейкеринкапсул.,кг/м30.42Брейкер WGB (продавка),кг/м30.20Скин - фактор после ГРП, усл.ед-4.9 1. Определим вертикальную составляющую горного давленияРгв=пqLEгде п - плотность горных пород под продуктивным пластом, Е - модуль упругости пород (1-2) 10-4Ргв=26009,81238010-6=60,7 МПа.Находим горизонтальную составляющую горного давленияРгг=Ргв (/1-)где =0,3Ргг=60,7 (0,3/1-0,3) =26 МПаВ данном случае в условиях пласта образуются вертикальные трещины.2. Рассчитываем рабочее забойное давление при ГРПРГРП. З= (пНр) где - коэффициент, учитывающий необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва (=1,2 - 1,4)РГРП. З= (0,023х2230х9) х1,4=64,6 МПа3. Расчет устьевого расчетного давления ГРПРГРП. У=РГРП. З-Рст+Ртргде Рст - статическое давление столба жидкости в скважине, Рч ст=0,0101 Мпа/м, Рст=Рч стН, Рст=0,0101х2230=22,5 Мпа, Ртр - потери давления на трение при ГРПгде - коэффициент гидравлического сопротивления;где. А - коэффициент учитывающий увеличение сопротивления вызываемого раннейтурбулизацией потока вследствие наличия песка.А=1,46Находим число РейнольдсаRe=4Gж/dж; где ж=0,285 сП - эффективна вязкость жидкости песконосителя, ж - плотность жидкости песконосителя, ж= (1-п0) + аопо; о - плотность основы - 1 г/см2; а - плотность расклинивающего агента, а=2,7 г/см2; по - объем его содержания в жидкости.где С - массовая концентрация пропанта, С=900 кг/м3.находимж=1 (1-0,26) +2,7х0,25=1,42 г/см3.Число Re при G=4 м3/мин.Re=4х4х1,42/3,14х0,076х0,285=378>200;Потери на трение:Находим устьевое рабочее давление РГРП у=46,4 МПаРассчитываем Ртр по градиенту потерь давления на трение:Ртр=0,0016 МПаРтр=РтрН=3,5 МпаНайдем устьевое рабочее давление по градиенту:РГРП у=45,6 МПаОпределим требуемую мощность для проведения ГРП:N3000 кВт.Определяем количество агрегатов потребных для проведения ГРП:где Ра - рабочее давление агрегата, Gа - подача агрегата при рабочем давлении, km - коэффициент технического состояния агрегата =0,8.Для производства ГРП используем насосный агрегат Т-800, мощностью - 2500 л/с, трех плунжерный насос с диаметром плунжера 5”.Примем n=3 + 1 резерв.Для производства ГРП требуется 4 агрегата Т-800.Определяем объем буферной жидкости, исходя из опыта работ на данном месторождении равной 4 м3.Для заливания применяют следующие химреагенты:VQA - 1 - загеливатель - 4кг/м3.BXL-10 - образовательпесконесущей структуры 2 л/м3, снижает гидравлическое сопротивление. Расход химреагентов ведется по полному объему жидкости. Для эффективного заполнения трещины песком с учетом инфильтрации необходимо не менее 70% жидкости-песконосителя от объема буферной жидкости.Vж. пн=300х70/100=21 м3/мин.Таблица 3.7- Рекомендуемый порядок закачки пропантаСтадияЖидкость, м3Смесь, м3Концентрация, кг/м3Кол-во пропанта на стадию, кгРасчет на емкость, м3133,11203602+120/2700 (2,04) 244,536014404+360/2700 (4,13) 367,360036006+600/2700 (6,22) 4810,584067198+840/2700 (8,3) 5101410801080310+1080/2700 (10,4) Всего3139,4120-108022922Пропанта необходимо 22,922 т., для транспортировки пропанта в пласт потребуется 31 м3 жидкости песконосителя.Рассчитаем объем продавки:Н=2230 м, dвн=76 мм.Вместимость 1 погонного метра НКТ - 0,0045 м3.Vпродавки= (0,0045х2230) +1=11,035 м3.Для производства ГРП на данной скважине потребуется:Буферная жидкость - 4 м3Жидкость песконоситель - 31 м3продавочная жидкость - 10,4 м3при производстве ГРП используются буллиты V=60 м3. На конец закачки в буллитах должно оставаться по 5 м3. Используются 2 буллита.Vоб. =4+31+10,4+5+5=55,4 м3Рассчитаем время проведения ГРП:t=14 мин.При проведении ГРП создаются давления, которые могут быть опасными для эксплуатационной колонны. Поэтому в межтрубное пространство в 30 м над верхними отверстиями перфорации устанавливают пакер и опрессовывают на 6 МПа. В затрубное пространство закачивают жидкость и при помощи ЦА-320 нагнетая давление до 9 МПа, создают противодавление на НКТ и пакер.Необходимый объем жидкости в затрубном пространстве до пакера:Vзатр. =Vобс-VНКТ; (5.15)Vобс=dобс2L/4; (5.16)VНКТ=dнкт2L/4; (5.17)Vзатр. =17,17 м3.Процесс проведения ГРП показан на рисунке 3: Рисунок 3 – Проведение ГРП на скв № 85 Покачевского месторожденияЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе написания работы произведен анализ методов интенсификации добычи отложений пласта БС12Покачевского месторождения.Рассмотрено геологическая характеристика месторождения, приведен анализ разработки, проанализированы методы по увеличению интенсификации добычи (соляно-кислотная обработка, гидроразрыв пласта). Произведен расчет параметров ГРП на скважине №85. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» / В.С. Бойко – М: «Недра», 1990 г -624 с.2. Коротаев Ю.П. «Эксплуатация газовых месторождений» / Ю.П. Коротаев. - М.: «Недра», 1975 г – 582 с.3. Лаврушко П.Н. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» / П.Н. Лаврушко, В.М, Муравьев – М:, «Недра», 1971 г-563 с.4. Середа Н.Г., Муравьев В.М. «Основы нефтяного и газового дела» / Н.Г. Середа – М: «Недра», 1980 г – 480 с..5. Ширковский А.И. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» / А.И. Ширковский - М: «Недра», 1987 г – 524 с. 6. Комплексная система планирования и проведения гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»/А.Г. Загуренко, В.А. Коротовских, А.А. Колесников [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 78-80.7. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»/И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М. Хайдар, А.Н. Горин//Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 34-38.8. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic Applied Reservoir Simulation. – Richardson, Texas: SPE, 2001. – 421 с.9. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 212 с.10. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield/D.A. Antonenko, V.A. Pavlov, V.N. Surtaev, K.K. Sevastyanova // SPE 117413. – 2008 – 36 с.11. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов/ Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев и др / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1988 – 580 с.12. Методы проведения гидроразрыва пласта [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.tricanwellservice.com/(дата обращения 24.04.2018)13. Оборудование для гидроразрыва пласта [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.halliburton.com/ru-ru/about/halliburton-in-russia.page?node-id=igryifbr - (дата обращения 24.04.2018)14. Оборудование для гидроразрыва пласта [Электронный ресурс] – Режим доступа:http://packersplus.com/ - (дата обращения 23.04.2018)15. ГНКТ [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.slb.ru/services/well_intervention/coiled_tubing/(дата обращения 24.04.2018)16. Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Москва.Недра.1973 г.17. «Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений». Тюмень. 1987г.18. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности. РД 39-01 / 06-0001-89.19. Усачёв П.М. Гидравлический разрыв пласта: учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве/ П.М. Усачев. - М.: Недра, 1986. - 165 с.20. Кристиан М.Н. Увеличение продуктивности и приёмистости скважин: перевод с румынского/ М.Н. Кристиан, С.Р. Сокол, А.К. Константинеску. - М.: Недра, 1985. - 184 с.21. Логинов Б.Г. Гидравлический разрыв пластов /Б.Г. Логинов, В.А. Блажевич. - М.: Недра, 1966. - 147с.Размещено на Allbest.ru