Файл: Применение гидравлического разрыва пласта для повышения.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Курсовая работа

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 07.12.2023

Просмотров: 641

Скачиваний: 21

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация

Содержание

Введение

1 Гидравлический разрыв пласта

1.2 Моделирование ГРП

1.3 Влияние параметров на эффективность ГРП

1.4 Факторы, влияющие на безопасность ГРП

1.6 Подготовка скважин и оборудования при ГРП

1.7 Расчет параметров ГРП

1.8 ГРП на вертикальных скважинах

1.9 ГРП на горизонтальных скважинах

1.10 Жидкости ГРП

2 Краткий географо – экономический очерк Ямбургского НГКМ

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

2.1 Тектоника

2.3 Краткие сведения о нефтегазоносности района и месторождения

2.4 Физико-химические свойства газа, конденсата и нефти

2.5 Обоснование начального состава пластового газа и потенциального содержания конденсата

2.6 Физико-химические свойства нефти

2.7 Анализ текущего состояния разработки залежей После более чем 20 лет эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения, было отмечено снижение энергетической характеристики пласта, что привело к снижению добычи углеводородов в эксплуатационных зонах. Однако, благодаря накопленной информации о динамике изменения пластового давления, удалось оценить вовлеченные в разработку запасы мето-дом материального баланса. Используя метод P/Z-интерпретации, установлена линейная взаимосвязь между приведенным пластовым давлением и дренируемым объемом запасов, что позволило произвести оценку объемов добычи и потенциала добычи на будущее. Однако, стоит отметить, что дальнейшее освоение месторождения требует применения более продвинутых методов добычи, таких как интенсивная и горизонтальная бурение, что может привести к дополнительному увеличению объемов добычи. Как следует из представленных данных, в настоящее время у компании «Тюменбургаз» имеется значительное количество бездействующих скважин (81 ед.). Наибольшую долю среди них составляют скважины с низкими устьевыми параметрами (40,7%), некоторые из которых нуждаются в ремонтных работах по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и водоизоляции. Кроме того, в низкопродуктивных скважинах, которые имеют удовлетворительное техническое состояние, недостаточные скорости потока газа на забое приводят к образованию столба жидкости, что снижает их добывные возможности. Для решения этой проблемы необходимо проведение работ по интенсификации притока газа, а также, при необходимости, замена НКТ на меньший диаметр и допуск их до нижних отверстий перфорации. В целом, проведение таких работ позволит компании «Тюменбургаз» значительно увеличить количество добываемых углеводородов из недавно открытых месторождений и, соответственно, увеличить свою прибыльность.Из данного текста видно, что некоторые скважины имеют низкие устьевые параметры и не могут быть полностью использованы для добычи газа и конденсата, даже при вводе ДКС. Кроме того, значительное количество скважин остановлено из-за негерметичности эксплуатационных колонн и их обводнения.Интересно отметить, что в случае негерметичности колонн эксплуатации происходит обводнение, так как водоносные пласты поступают в ствол скважины. Остановка таких скважин может привести к насыщению призабойной зоны жидкой фазой, что существенно ухудшает их продуктивную характеристику и приток газа.Ремонт негерметичных скважин может осуществляться различными методами, например, установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны. Однако, такие мероприятия часто характеризуются низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ.Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия негерметичных скважин может являться забуривание в них второго ствола. Это позволяет увеличить приток газа и продлить срок их эксплуатации.Кроме того, помимо ремонтно-восстановительных работ, существует еще один способ увеличения добычи газа - это гидроразрыв пласта. Этот метод заключается в создании искусственных трещин в пласте с помощью воды под высоким давлением, что позволяет увеличить проницаемость и улучшить приток газа к скважине. Однако, несмотря на потенциальные преимущества, применение гидроразрыва пласта может также привести к росту обводнения скважин и уменьшению их продуктивности, что требует дополнительных мер по контролю и управлению этим процессом.В любом случае, максимальное пополнение действующего фонда скважин необходимо для обеспечения стабильной и эффективной добычи газа. Однако, важно не забывать и о выбытии скважин, которое может произойти в связи с естественным истощением запасов газа в пласте, а также из-за негативных воздействий человеческой деятельности, например, при строительстве новых объектов на местности. Поэтому, необходимо постоянно проводить мониторинг технического состояния скважин и принимать своевременные меры по их восстановлению и ремонту, чтобы минимизировать выбытие скважин из действующего фонда. Рис. 4 - Характеристика пробуренного фонда скважин 3.1 Проектирование ГРП на скважинах куста 211 Для скважин куста 211 оценочное проектирование работ с применением ГНКТ проводилось для двух операций, проводимых за один спуско-подъем а именно: промывки забоя и освоения азотом.Скважины куста 211 обсажены колонной диаметром 168 мм и их цементирова- ние проведено до поверхности. Восемь из девяти скважин куста не были освоены. По- сле того, как они были пробурены в начале 90-х гг., их законсервировали с помощью жидкости для глушения более чем на 10 лет. Естественно возникал вопрос, как и в какой степени этот долгий период простоя повлиял на давление и насыщенность флюидами в области дренирования куста 211 в процессе истощения пластовой энергии.Предварительный анализ имеющейся промыслово-геологической и геофизической информации позволил сделать следующие выводы. Пластовое давление высокое

3.2 Анализ проведения ГРП на скважине 21101

3.2.1 Мини ГРП

3.2.2 Основной ГРП (см. рис. 5.6):

4 Экономическая эффективность проведения ГРП




2.5 Обоснование начального состава пластового газа и потенциального содержания конденсата



Было проведено дополнительное исследование пластовых газов на залежах БУ31, БУ63, БУ80, БУ81, БУ82, БУ83, БУ91. В результате исследований был установлен компонентный состав пластовых газов. Согласно полученным данным, основным компонентом пластовых смесей является метан, состав которого находится в диапазоне 88.30-89.06% мол. При этом содержание компонентов С2 и С4 составляет соответственно 4.16-6.38% и 1.80-2.44% мол. Содержание конденсатообразующих компонентов фракции С5+ составляет от 2.51 до 2.85% мол. или в весовом выражении 110-126 г/м3 пластового газа. При этом, содержание негорючих компонентов N2 и СО2 в сумме не превышает 1.5% мол.

На основе полученных данных были выполнены расчеты, которые позволили определить потенциальное содержание этана, бутанов и пропана в пластовых газах. Также были получены данные о критических параметрах и относительной плотности пластовых газов. Все вышеуказанные исследования позволили получить более полную информацию о составе и свойствах пластовых газов на залежах БУ31, БУ63, БУ80, БУ81, БУ82, БУ83, БУ91.

2.6 Физико-химические свойства нефти


Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов проводилось в соответ- ствии с существующими методиками и ГОСТами. Для исследования и изучения физико- химических свойств пластовых флюидов были отобраны семь поверхностных проб нефти из скв. 24 (три пробы), 160 (две пробы), 120 и 162 (по одной пробе).

Нефть легкая, плотность в поверхностных условиях 0.845 - 0.850 г/см3. Вязкость нефти в пластовых условиях 0.54 мПа.с. Величина давления насыщения не определялась. Содержание смол до 8.01 % вес, серы - до 0.7 % вес, парафина 5.6 % вес. Объемный выход фракций с температурой начала кипения до 200 oC – 30.1 %. Данные о фракционном со- ставе и физико-химических свойствах нефти приведены в таблице 2.4.

Согласно ОСТ
38.01197-80 по товарным свойствам нефть имеет индекс 1.1.2.3.3.

Составы пластовых газов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Составы пластовых газов по залежам месторождения (% мол./г/м3) и критические параметры



Залежь


С1


С2


С3


iС4


nС4


С5+


N2


CO2
Мольн. доля сух.газа

Отн. плотн.
Критическое

давление МПа
темпе- ратура, К

БУ 1

3
88.02
4.16

52.0
2.44

44.6
0.62

15.0
0.53

13.0
2.80

124.0
1.31
0.12
0.971
0.704
4.58
213.27


БУ 1-3

4
88.12
4.16

52.0
2.44

44.6
0.62

15.0
0.53

13.0
2.80

124.0
1.31
0.12
0.971
0.704
4.58
213.27

БУ 1-

6
БУ 3

6
88.54
5.23

65.3
2.18

39.9
0.39

9.4
0.50

12.1
2.60

107.0

0.06

0.50
0.975

0.693

4.59

211.86

БУ7
88.54
5.23

65.3
2.18

39.9
0.39

9.4
0.50

12.1
2.60

107.0
0.06
0.50
0.975
0.693

4.59

211.86


0

БУ8
88.54
5.23

65.3
2.18

39.9
0.39

9.4
0.50

12.1
2.60

107.0
0.06
0.50
0.975
0.693

4.59

211.86

Продолжение таблицы 2

БУ 1

8
87.92
6.38

79.8
1.84

33.4
0.34

8.3
0.40

9.7
2.60

112
0.26
0.26
0.974
0.700
4.58
212.76

БУ 2

8
88.53
5.79

72.3
1.92

35.1
0.28

6.8
0.35

8.5
2.51

112.0
0.03
0.69
0.974
0.698
4.58
212.50

БУ 3

8
88.78
5.15

68.7
1.80

32.9
0.29

7.0
0.40

9.7
2.62

114
0.14
0.82
0.974
0.700
4.58
212.76

БУ 1-1,

9
БУ 1-2

9
88.86
5.52

69.0
1.91

35.0
0.29

7.0
0.36

8.7
2.61

113.0
0.03
0.42
0.974
0.697
4.58
212.37

БУ91-3
88.86
5.52

69.0
1.91

35.0
0.29

7.0
0.36

8.7
2.61

113.0
0.03
0.42
0.974
0.697
4.58
212.37

БУ91-4, БУ91-5,

БУ91-6, БУ92

88.86

5.52

69.0

1.91

35.0

0.29

7.0

0.36

8.7

2.61

113.0

0.03

0.42

0.974

0.697

4.58

212.37

Таблица 3 - Физико-химические свойства и фракционный состав
разгазированной нефти залежей Ямбургского месторождения




Параметры

Единицы измерения
Количество
исследованных

Среднее значение

скважин
проб

Пластовое давление
МПа









Пластовая температура
oC
4
7
84

Давление насыщения
МПа









Газосодержание
нм3/т









Объемный коэффициент пл. нефти
Д.е.
4
7
1.25

Плотность нефти в пл. условиях
г/см3
4
7
0.85

Плотность нефти в станд. условиях
г/см3
4
7
0.886

Вязкость в пл. условиях
мПа.с
4
7
0.54

Содержание:
% вес.









- парафина



2
4
0.71

- смол селикагелевых



3
4
нет

- серы



4
7
нет

Фракционный состав (по Энглеру), при температуре:












до 100 oC
% об.
4
7
0.5

до 150 oC
% об.
4
7
3.2

до 200 oC
% об.
4
7
30

до 300 oC
% об.
4
7
58

Смотрите также файлы