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: 645

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


РезультатыанализакривыхпадениядавленияприминиГРП:

  • Давление закрытия пласта принято равным 454 атм, при этом давление в трещине составило приблизительно 54 атм.

  • Модель развития трещины была пересмотрена с учетом того, что форма кривой падения давления калибровочного теста указывает на рост трещины в высоту.

  • Эффективность жидкости ГРП YF135 HTD составила 34% и была учтена при разработке модели основного ГРП.

  • Оценочное пластовое давление составило 310 атм.

Сводные данные результатов калибровки модели трещины представлены в табл. 5.1.

Таблица 4- Сводные данные результатов калибровки модели трещины


Этап

Дата
Объём,м3
Ргидр, атм
Рост., атм
Рзакр.тр., атм
Рв трещ.,

атм
Эффект. жидк.,

%
Градиент ГРП,

kPa/м
Рпл, атм

Нагнета-тельный

тест
20.08
16,3
324
178,0
456,0
36,0
5
14,4
310

Калиб-ровочный

тест
20.08
30
324
185,0
454,0
54,0
34
14,4
-





Рис. 6 - Проведение мини ГРП

3.2.2 Основной ГРП (см. рис. 5.6):


    • Работа проведена согласно пересмотренному плану, основанному на результатах стадии калибровки модели трещины.

    • В пересмотренном плане ГРП, планируемая полудлина трещины в продуктивном пласте БУ 8-2 составляла 101,7 м., ширина 6 мм., при этом высота трещины составляла 41 м.

    • Дизайн трещины был оптимизирован для предотвращения прорыва трещины в расположенный ниже водонасыщенный пласт БУ 8-3.

    • На буферной и последующих песочных стадиях ГРП, как и на калибровочной стадии, использовался гель YF135 HTD. [6]




Рис. 7 - Каротаж скважины 21101 на глубине простирания пластов: БУ8-1, БУ 8-2, БУ 8-3

Рис. 8 - Проведение основного ГРП

  • Скорость закачки (подача) смеси в пласт, как и при проведении мини ГРП, была равна 2,8 м3/мин.

  • Объемная доля буферной жидкости (YF135 HTD без добавления проппанта) составила 24,8%, или 32,6%, включая объем WF115 вытесненный из НКТ в пласт.

Изменение рабочего давления ГРП (графике отображается красным) в течение работы и его стабилизация в конце закачки (прекращения подачи проппанта на поверхности) указывало на возможность подачи дополнительного количества проппанта для более плотной упаковки трещины и создания оптимальной ширины проппантной пач- ки. Первоначально план работ предусматривал закачку 60 тонн проппанта на полудлину 101,7 метра. В результате принятия решения о продолжении подачи проппанта, по окончании работы общая его масса составила 67207 кг. [6]

После проведения ГРП путем интерпретации рабочего давления производится оценка геометрии трещины, ее
распространения по продуктивным интервалам и проницаемости.

Общие рекомендации:

  • Использование забойных манометров улучшит оценку геометрии трещин в процессе и после ГРП.

  • Измерение количества выносимых из скважины твердых частиц обеспе- чит возможность принятия решения об использовании осмоленного проппанта (закреп- ления проппантной пачки и предотвращения выноса).

  • Данные о дебите скважин до ГРП (если таковые имеются) должны быть использованы для оптимизации дизайна ГРП.

  • Необходим замер дебита скважин после ГРП для оценки их производительного потенциала.

  • Необходим мониторинг скважин после ГРП для оценки влияния выпадения конденсата на производительность. Улучшение технологии ГРП будет базироваться на данной информации.


Таблица 5 - Данные о геометрии трещины в зонах для прогнозирования продуктивности

Наименование зоны
Изм. Глуб. по кровле, м.
Верт. Глуб. по кровле, м.

Высота, м.
Продукт. высо- та, м.
Ширина тре- щины, м.
Длина трещи- ны, м
Проводимость трещины,

мД*м.

БУ-8-01
3096,9
3096,3
1,8
1,8
0,0
0,0
0

Алевролит
3098,7
3098,0
3,8
0,0
0,0
0,0
0

Глин. Песч.
3102,4
3101,8
1,5
0,0
0,0
0,0
0

Алевролит
3103,9
3103,3
18,0
0,0
0,1
35,4
36

БУ-8-1
3121,9
3121,3
3,3
3,2
0,5
42,8
138

Глинистый
3125,2
3124,5
6,8
0,0
0,9
65,2
237

Глин. Песч.
3132,0
3131,3
2,0
0,8
1,5
82,4
397

Алевролит
3134,0
3133,3
2,0
0,0
1,9
84,5
515

Глин. Песч.
3136,0
3135,3
4,0
1,8
2,5
90,1
690

Алевролит
3140,0
3139,3
5,9
0,0
3,0
100,3
833

БУ-8-2
3145,9
3145,2
13,0
10,4
5,1
105,2
1399

Глинистый
3158,9
3158,3
6,1
0,0
0,9
94,1
242

Водяной
3165,0
3164,3
1,0
0,0
0,0
0,0
0



Рис. 9 - Геометрия трещины, полученная путем интерпретации рабочего давления ГРП

4 Экономическая эффективность проведения ГРП


Экономический эффект от мероприятия по гидроразрыву пласта (ГРП) дости- гается за счет разрыва пластов и образования трещин в пласте при освоении скважин после бурения не только для интенсификации притока, но и способствующего повыше- нию степени охвата разработкой продуктивных пластов. При этом за счет увеличения рабочих дебитов, при использовании ГРП, по сравнению с традиционными методами вскрытия, появляется возможность сокращения количества добуриваемых скважин и повышения эффективности доразработки залежи. Применение ГРП позволяет не только повысить продуктивность скважин, но и целенаправленно управлять работой вскрытых пластов и создает условия для наиболее полной выработки, содержащихся в них, запа- сов углеводородов. [9]

Произведем расчет эффективности мероприятия на примере скв. 21101 (II экс- плуатационный объект, пласт БУ82, Перфорация под ГРП: 3145-3150; 3152-3159).

Данные по расчетам представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Сводная таблица результатов расчетов

Показатели
Ед. изм.
Обозначение
Значение

Объём внедрения
ед.
n
1

Дополнительная годовая добыча газа
тыс. м3/год
ΔQгг
106952,3

Дополнительная годовая добыча конденсата
т/год
ΔQкг
13903,8

Прирост выручки от реализации газа
тыс. руб.
ΔВQгг
25255,8

Прирост выручки от реализации конденсата
тыс. руб.
ΔВQгк
13903,8

Затраты на выполнение ГРП
тыс. руб.
ИМt
8376

Затраты на дополнительную добычу
тыс. руб.
ИДt
5500

Прирост прибыли от реализации
тыс. руб.
ΔПр
25283,5

Ставка налога на прибыль
%
Nпр
24

Налог на прибыль
тыс. руб.
ΔНпр
6068

Прирост чистой прибыли
тыс. руб.
ΔПч
19215,5

Прирост потока денежной наличности
млн. руб.
ΔПДН
19,2

Накопленный поток денежной наличности
млн. руб.
ΔНПДН
19,2

Коэффициент дисконтирования
д. е.
αt
0,909

Дисконтированный поток денежной налич-

ности
млн. руб.
ΔДПДН
17,5

Чистая текущая стоимость
млн. руб.
ЧТС
17,5

Смотрите также файлы