Файл: Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 59
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Кафедра «Ремонта и восстановление скважин»
Курсовой проект
по дисциплине: «Ремонт и восстановление скважин»
Тема: «Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении»
2013 г.
Содержание
Введение
1. Общие сведения о районе работ
2. Инжинерно-геологическая характеристика разреза месторождения
2.1 Тектоника
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины
2.3 Нефтегазоводность
2.4 Возможные осложнения при бурении
3. Анализ применяемых видов ремонтных работ на скважинах
3.1 История эксплуатации скважины
3.2 Выбор и обоснование капитального ремонта скважины
4. Подготовка скважин к гидравлическому разрыву пласта
4.1 Тестирование скважины
4.2 Подготовка скважины
5. Техническая часть
5.1 Выбор жидкости разрыва, качества песка, продавочной жидкости и жидкости-пескоосителя
5.2 Оборудование и агрегаты для гидроразрыва пласта
6. Специальная часть
6.1 Расчет параметров ГРП
6.2 Расчет прочностных характеристик НКТ
7. Влияние особенностей проведения ГРП на эффективность
7.1 Влияние ГРП на окружающие скважины
Заключение
Список использованной литературы
Введение
Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансового в балансовые.
Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добывающие показатели. В связи с высокой стоимостью метод ГРП используется, в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает нужного эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами.
Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки объекта, что в свою очередь сдерживается недостаточными для начального периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем результатов ГРП.
Основные требования и особенности метода:
практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;
в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;
трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;
для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещина вертикальная;
показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному;
для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельным друг другу. Эта характеристика может быть ключом к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП;
значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента.
К жидкости разрыва предъявляются сложные требования: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины.
Увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных скважинах различна (7-28 месяцев) и зависит от геологической характеристики пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте. Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от количества закачиваемого песка в пласт.
За последние годы проведено значительное количество ГРП на Самотлорском месторождении. Состояние изученности результатов применения метода таково, что на сегодняшний день можно говорить только о качественных характеристиках и зависимостях эффекта от геолого-промысловых факторов. Получение количественных зависимостей затруднено отсутствием исследований о направлении и размерах трещин, непоследовательностью, либо недостаточным объемом промысловых исследований.
Среди общих выводов о применении метода гидравлического разрыва пласта на Самотлорском месторождении можно отметить следующее:
наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто-нефтяных зонах;
наличие ВНЗ существенно снижает применение метода;
в монолитных коллекторах в близи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;
в большей части высоко обводненных скважин, в прерывистых коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;
по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.
1. Общие сведения о районе работ
Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмень.
Географический район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский-Ёган, правых притоков реки Обь.
Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от 43 м, на пойменных участках, до 76 м в центральной части водораздела.
Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего раздела реки достигает 300 м, глубина 4 м, скорость течения 0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский-Ёган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.
Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор (62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное; в северо-западной части - озера Мысовое, Урманное, Вильент, Островное и множество небольших безымянных озер. Суммарная площадь, занимаемая крупными озерами, равна примерно 130 км2, что составляет около 15% всей площади месторождения.
В течение зимнего периода многие болота, озера и таёжные речки промерзают, плохо и труднопроходимы.
Грунтовые воды на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.
Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников, растущими, главным образом, по берегам рек и озер.
Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом (наиболее высокая температура в июле, плюс 30°С) и долгой суровой зимой (наиболее низкая температура в конце декабря и середине января, минус 50°С). Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе минус 25°С, толщина ледяного покрова достигает 50 см на реках и 80 см - на озерах.
Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время - в июле-августе и в холодное - декабре-январе. Общее количество осадков в год достигает 550 мм.
Населенные пункты в районе месторождения редки, расположены по берегам рек. Наиболее близкие населенные пункты: Мегион, Баграс, Лекрисово, Мега, Былино, Соснино, Нижневартовск, Большое Тархово.
Коренное население района - русские, ханты, манси. Количественно преобладают русские. Численность жителей мелких населенных пунктов обычно не превышает нескольких сотен человек. В связи с широким объёмом разведочных и нефтепромысловых работ численность населения и его национальный состав неуклонно растет.
Основными отраслями хозяйства коренного населения являются: лесозаготовки, рыболовство, охота, животноводство, земледелие.
Самотлорское месторождение связано с городом Нижневартовском, концентрирующим базы буровых и нефтепромысловых организаций, и удаленным от месторождения на 15 км асфальтированной автодорогой.
Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески.
Таблица 1 – Сведения о районе работ
| Наименование | Значение (текст, название величина) |
| 1 | 2 |
| Площадь (месторождение) | Самотлорское |
| Год ввода площади в разработку | 1967 |
| Административное расположение | |
| республика | Россия |
| область (край) | Тюменская |
| район | Нижневартовский |
| Температура, С | |
| среднегодовая | -2,5 |
| наибольшая летняя | +35 |
| наименьшая зимняя | -55 |
| Максимальная глубина промерзания грунта, м | 2,25 |
| Продолжительность отопительного периода, сут | 225 |
| Преобладающее направление ветров, град | ЮЗ-З летом, С-СВ зимой |
| Наибольшая скорость ветра, м/с | 18 |
| Многолетнемерзлые породы, м | |
| -кровля | |
| -подошва | |
2. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождения
2.1 Тектоника
Самотлорское газонефтяное месторождение в региональном тектоническом плане приурочено к крупной положительной структуре 1-го порядка - Нижневартовскому своду.
Свод представляет вытянутое в юго-восточном - северо-западном направлениях поднятия, ограничено по периметру глубинными разломами, которые выделены по данным гравитационных и магнитных съемок.
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы свод ограничен с запада Ярсомовским крупным прогибом с юга и юга-запада Юганской мегавпадиной, а с востока Котогорским крупным прогибом.
Протяженность вытянутой оси структуры составляет 300 км, короткой - в центральной части свода - 180 км.
Нижневартовский свод по поверхности отражающего горизонта «Б», отождевляемого с кровлей баженонской свиты, также представляет собой крупную платформенную структуру, осложненную куполовидными и малообразными поднятиями второго порядка.
Наиболее поднятая часть свода осложненная Самотлорским куполовидным поднятием и Больше-Черногорским структурным мысом.
Самотлорское месторождение располагается в пределах одноименного куполовидного поднятия (КП), в состав которого входят Самотлорская, Мартовская, Галкинская, Белозерная, Черногорская, Новогодняя локальные структуры III - IV порядка.
Все они оконтурены изогипсой - 2350-2475 м. и имеют амплитуду порядка 50-100 метров.
По отражающему горизонту «М», приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Самотлорского поднятия существенно выполаживается. В частности, отдельные структуры III порядка, четко выделяемого по горизонту «Б», объединяются в единое куполовидное поднятие. Так, Белозерная, Самотлорская и Мартовская структуры по существу превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25 м) при амплитуде всего купола 100-125 м.
Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1 - Черногорское, Мартовское, Белозерное поднятие практически сливается с Самотлорским. С севера и востока они оконтуриваются изогипсой - 1690 м. а на западе раскрываются (отметки) - 1640-1650 м) в сторону Аганского поднятия. Углы наклона крыльев до 10 45/.