Файл: сибирский федеральный университет институт нефти и газа.doc

2 и водонефтяная зона. По первой произведен подсчет запасов нефти

10,375 км

по категории С₁. В этой залежи находится наиболее высокодебитная скв. 3, с притоками нефти 65-130 м³/сутки (по данным ПЭ). Пластовое давление 17,4 МПа, пластовая температура 21 ^оС.

Перечисленные залежи гидродинамически разобщены: имеют разные отметки ВНК и разные пластовые давления.

Нефтяная залежь 4 - находится на юго-западе месторождения, обнаружена одной скважиной 5. Залежь литологически ограниченная со всех сторон. Контур ее проведен на середине расстояния между скважинами 5 и 64, 5 и 10 на севере и востоке. На юге и на западе граница залежи определена с использованием градиента изменения толщины коллектора, определенного 2, между названными скважинами. Размер залежи 6×2,5 км, площадь 13,25 км выявленная высота ее более 10 м. Скважиной вскрыт один интервал коллектора толщиной 7,6 м, залегающий в верхней половине пласта. При испытании

3 устойчивый дебит нефти составлял 65,6 м / сутки через штуцер 6,0 мм при депрессии 4,43 МПа. Пластовое давление 19,8 МПа, пластовая температура – 26 ^оС, что дало возможность по залежи 4 вычленить нефтяную зону для подсчета запасов нефти категории С₁ – круг радиусом 0,6 км, вписанный в поле развития нефтенасыщенного коллектора, и зону для подсчета запасов нефти категории

С₂, занимающую остальную площадь коллектора.

Выводы:

На основании вышесказанного можно сделать вывод, что в разрезе Даниловского месторождения установлена нефтегазоносность песчаников непской свиты, карбонатных горизонтов тэтэрской (преображенский, устькутский) и усольской (осинской) свит. Все выявленные залежи нефти и газа в пределах месторождения – пластовые, литологически экранированные.

---

2 Технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки Даниловского месторождения

Даниловское месторождение, открыто в 1983 г. в 190 км к северу от г. Киренска. Имеет слоистое строение. Глубина залегания – от 1600 м до 1800 м.. Извлекаемые запасы: по нефти - 1,4 млн т; по газу – 1,8 млрд куб. м.

Разработку Даниловского месторождения ведёт ООО «Иркутская нефтяная компания». До 2012 года эксплуатация Даниловского месторождения велась только в зимний период. После началась круглогодичная промышленная эксплуатация добычи углеводородного сырья. Месторождение разделяет на две части, река Нижняя Тунгуска, которая является судоходной для маломерного флота. Это разделение создаёт неудобства в процессе эксплуатации в летний период, так как между берегами отсутствует какое-либо сообщение в виде мостов или переправ.

В данный момент месторождение переживает вторую стадию разработки. Продолжается рост фонда действующих скважин. Используется 100% механизированный способ добычи. Вводятся в эксплуатацию водозаборные и нагнетательные скважины. Отбор жидкости по площади ведётся со всех трёх продуктивных горизонтов, основным является УК2.

Даниловское месторождение работает в осложненных условиях. В процессе эксплуатации приходиться сталкиваться с:

• 
  асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями (АСПО) в трубах и в насосном оборудовании;
  
• 
  отложениями неорганических солей;
  
• 
  коррозией скважинного и нефтепромыслового оборудования;
  
• 
  влияние мехпримесей на работу насосного оборудования;
  
• 
  высокий газовый фактор;
  
• 
  образование газогидратных отложений; - наличие сероводорода и т.д.
  

Так же при добыче нефти, ООО «Иркутская нефтяная компания» использует передовые технологии по извлечению природных ископаемых.

Одним из примеров служит тот факт, что в первые, в истории компании в 2013 году именно на Даниловском месторождении был проведен многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) в скважине с горизонтальным окончанием ствола. До этого на месторождениях компании проводились только одностадийные ГРП. На скважине №XXX Даниловского месторождения ГРП позволил в десятки раз увеличить дебит нефти. Если изначально промышленный приток нефти на скважине отсутствовал, то после ГРП, проведенного в марте 2013 года, дебит составил сначала 80 куб. м в сутки с последующим снижением – в течение месяца - до показателя в 35 куб. м в сутки. В дальнейшем суточный приток стабилизировался на этом уровне.

---

Скважина продолжает работать, что свидетельствует о серьезном успехе эксперимента.

В 2017 году начата закачка попутного нефтяного газа (ПНГ) в пласт на Даниловском месторождении. 3 февраля в комплексное опробование была запущена компрессорная установка К-2.1 на дожимной компрессорной станции в составе компрессора Ariel JGK/4-4 и газопоршневого приводного двигателя Waukesha L7044GSI, началась апробация оборудования.

По окончании комплексного опробования компрессорная установка была запущена в работу в штатном режиме и продолжает работать в настоящее время.

Запуск установки позволил утилизировать до 60% от общего объема добываемого ПНГ на Данилово. Оставшийся газ используется в процессе подготовки нефти, генерации электрической энергии и выработки тепловой энергии для обеспечения производственных, инфраструктурных и социальных объектов на Даниловском НГКМ. Закачка газа в пласт позволяет не только снизить объемы выбросов углекислого газа, но и способствует увеличению нефтеотдачи.

2.2 Обоснование и выбор проектируемого технического решения для

интенсификации добычи нефти методом ГРП

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – это один из методов увеличения нефтеотдачи и отдачи газа, газового конденсата, а также увеличение приёмистости на нагнетательных скважинах. Метод ГРП заключается в создании высокопроницаемоймой трещины в коллекторе, обеспечивающей увеличенние притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к зоне перфорации скважины.

Гидроразрыв пласта считается одним из самых сложных видов работ в нефтедобывающем сегменте. Эта технология была впервые опробована в США в 47-м году на низкопроницаемых коллекторах. В СССР первое ГРП было проведено в 1954 году.

В данный момент ГРП получил значительное распространение, как во всём мире, так и почти на всех действующих месторождениях Российской Федерации, ГРП применяется как в низкопроницаемых коллекторах, так и в высокопроницаемых пластах.

Проведение ГРП должно решить следующие задачи:

• 
  создание высокопроводимой трещины путем закачки особой жидкости;
  
• 
  трещина должна быть в раскрытом состоянии путем добавления в неё проппанта;
  
• 
  производство откачки жидкости, которая ранее была закачана при проведении гидроразрыва с целью восстановления её фильтрационных свойств в призабойной зоне скважины;
  
• 
  увеличение продуктивности пласта.
  

---

Показатели подбора месторождений для проведения ГРП выделяются в 4 группы. В первую группу включается оценка горно-геологических условий, во вторую включаются требования к характеристикам месторождения и его технического состояния, в третью группу - включается состояние разрабатываемого месторождения, и в четвертую группу – включается экономическая целесообразность проведения ГРП на данном месторождении.

Результативность ГРП определяется: процентным соотношением обводнённости продуктивного горизонта, начальной нефтенасыщенностью пласта-коллектора, производительной мощностью интервала гидроразрыва, разнородность строения коллектора и разделённость его разреза, обособленностью интервала гидроразрыва пласта мощными глинистыми прослойками, а также расположением скважин по поддержанию пластового давления и степенью обводненности горизонта на участке работы скважин ППД.

После подбора объекта разработки, приступают к выбору скважин для проведения ГРП. Здесь, кроме целесообразности улучшения разработки месторождения, берётся во внимание техническое состояние скважины. Эксплуатационная колонна не должна иметь повреждений и деформаций в интервале установки пакера. Цементный камень в заколонном пространстве должен иметь крепкое сцепление с эксплуатационной колонной и коллектором, на расстоянии 60 м выше и ниже перфорированного интервала, чтобы исключить возможность появления грифонов в процессе проведения гидроразрыва пласта.

Интервал перфорации не должен превышать 19 - 25 м. Если интервал перфорации меньше указанных значений то потребуется проведение дополнительных технических и технологических мероприятий, позволяющих обеспечить безопасность проведения ГРП.

Положительным моментом для увеличения нефтеотдачи коллектора после проведения гидроразрыва пласта, является наличие в ней положительного скин-фактора до проведения ГРП. Высокий эффект от ГРП достигается в низкопроницаемых коллекторах.

Скважины, на которых проводится ГРП, должны находится на достаточном удалении от контура водонефтянного контакта (ВНК) и газонефтяного контакта (ГНК). При недостаточном удалении нефтедобывающей скважины от газонефтяного контакта (ГНК) может произойти её быстрое заводнение или прорыв газовой шапки.

Идеальным объектом для ГРП является однотипный по пористости и проницаемости пласт удовлетворяющей толщины. Разнотипность продуктивного пласта может снижать целесообразность проведения ГРП. Так же, при проведении дизайна трещины гидроразрыва в разнотипном коллекторе не исключены ошибки в длине, форме и ширине трещины, а кроме того и технологического эффекта от проведения ГРП.

---

Все выше перечисленные условия эффективного применения ГРП с учетом низкой продуктивности (приемистости) скважин наталкивают на необходимость применения ГРП на Даниловском месторождении.

Применение ГРП на Даниловском месторождении должно удовлетворять следующим критериям:

Cтадия истощения пласта.

При сильном истощении гидроразрыв нецелесообразен. Однако гидроразрыв может принести заметную пользу и в таких пластах путём фильтрации нефти при гравитационном режиме.

Сцементированность и состав (вещественный) коллектора.

Гидроразрыв успешен в известняках, доломитах, песчаниках и коллекторах смешанного состава. Хотя в несцементированных породах он обычно не рассматривается, есть успешные примеры.

Проницаемость коллектора.

Рекомендуется обрабатывать низкопроницаемые пласты.

Толщина коллектора. На современном уровне (мощная техника) толщина имеет второстепенное значение.

Предыдущие обработки. Если повторная операция сможет усилить масштабы воздействия (глубину, количество трещин, например), то она имеет смысл.

Изолированность зоны предстоящего воздействия. Жидкость разрыва пойдёт по пути наименьшего сопротивления. Если вместо продуктивного пласта трещина пройдёт по цементу, глине и т.п., то эффективности не будет.

История эксплуатации скважины.

Пригодны скважины, как со сравнительно гладкой, ровной, так и с крутой кривой истощения. История эксплуатации окружающих скважин.

Если продуктивность данной скважины ниже, чем у окружающих, она хороший кандидат для ГРП.

Расположение водонефтяного контакта.

Создание или продление трещин в водонасыщенную зону приводит к росту дебитов воды без увеличения дебита нефти. Опыт показал, что вертикальные трещины создаются неуправляемо и могут протянуться на много метров вглубь водоносной зоны под продуктивным пластом.

Результаты ГРП на месторождениях, разрабатываемых при естественном водонапорном режиме или при заводнении, показывают, что неблагоприятные последствия такого гидроразрыва наиболее значительны для пластов, работающих под воздействием подпора подошвенных вод или, когда такие воды просто присутствуют. Следует приложить специальные усилия, чтобы избежать трещин, проникающих в глубь водяной зоны.

Метод технологии ГРП основан на закачке жидкости гидроразрыва под высоким давлением (до 70МПа) в результате чего происходит расширение естественных и образование искусственных трещин в продуктивном горизонте. При дальнейшей закачке проппанта, кварцевого песка или состава кислотного происходит расширение образовавшихся трещин, тем самым увеличив проницаемость скважины. На (рисунке 5) показана технологическая схема гидравлического разрыва пласта. Об образованию новых трещин говорит факт снижение давления закачки, а об открытии естественных трещин говорит факт увеличения расхода жидкости непропорционально росту давления. Технология проведения ГРП предусматривает закачку 10 – 60 м кубических жидкости при скорости нагнетания от 1,5 м

---