Помощь студентам в учебе
Интенсификация притока жидкости с применением гидроразрыва пласта на Х нефтяном месторождении (Томская Область)
|
Введение 9
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА Х МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11
1.1 Общие сведения о месторождении 11
2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 13
2.1 Стратиграфическая характеристика месторождения 13
2.2 Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов 19
2.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 23
2.4 Свойства и состав пластовых флюидов 27
2.4.1 Состав и свойства нефти и растворенного газа в стандартных и пластовых
условиях 28
2.4.2 Свойства пластовых вод 31
2.7 Запасы нефти и газа 32
3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ОБЪЕКТОВ 35
3.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом 35
3.2 Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов 37
3.2.1 Анализ технологических показателей разработки 37
3.2.2 Режимы эксплуатации добывающих скважин 41
3.2.3 Энергетическое состояние эксплуатационных объектов 41
3.2.4 Анализ забойного давления 42
3.4 Анализ эффективности осуществляемой системы разработки 44
4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ 49
4.1 Применение ГТМ на Х месторождении 49
4.1.1 Физико-химические технологии ОПЗ химреагентами 51
4.1.2 Потокоотклоняющие технологии 54
4.1.3 Бурение горизонтальных скважин 55
4.1.4 Гидравлический разрыв пласта 56
4.2 Анализ эффективности применяемых методов 56
5 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА Х НЕФТЯНОМ МЕСТОРЖДЕНИИ 58
5.1 Подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП 58
5.2 Оборудование, применяемое при ГРП 60
5.3 Технико-технологические показатели ГРП 61
5.3.1 Сущность и виды ГРП 61
5.4 Проведение ГРП на скважине № Х 63
7
5.6 Расчет гидроразрыва пласта
Заключение 74
Список используемой литературы 76
Список публикаций студента 78
Приложение А 80
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА Х МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11
1.1 Общие сведения о месторождении 11
2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 13
2.1 Стратиграфическая характеристика месторождения 13
2.2 Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов 19
2.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 23
2.4 Свойства и состав пластовых флюидов 27
2.4.1 Состав и свойства нефти и растворенного газа в стандартных и пластовых
условиях 28
2.4.2 Свойства пластовых вод 31
2.7 Запасы нефти и газа 32
3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ОБЪЕКТОВ 35
3.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом 35
3.2 Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов 37
3.2.1 Анализ технологических показателей разработки 37
3.2.2 Режимы эксплуатации добывающих скважин 41
3.2.3 Энергетическое состояние эксплуатационных объектов 41
3.2.4 Анализ забойного давления 42
3.4 Анализ эффективности осуществляемой системы разработки 44
4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ 49
4.1 Применение ГТМ на Х месторождении 49
4.1.1 Физико-химические технологии ОПЗ химреагентами 51
4.1.2 Потокоотклоняющие технологии 54
4.1.3 Бурение горизонтальных скважин 55
4.1.4 Гидравлический разрыв пласта 56
4.2 Анализ эффективности применяемых методов 56
5 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА Х НЕФТЯНОМ МЕСТОРЖДЕНИИ 58
5.1 Подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП 58
5.2 Оборудование, применяемое при ГРП 60
5.3 Технико-технологические показатели ГРП 61
5.3.1 Сущность и виды ГРП 61
5.4 Проведение ГРП на скважине № Х 63
7
5.6 Расчет гидроразрыва пласта
Заключение 74
Список используемой литературы 76
Список публикаций студента 78
Приложение А 80
Выпускная квалификационная работа 114 страниц, 20 рисунков, 27 таблиц, 37 источников, 1 приложение.
Ключевые слова: Х МЕСТОРОЖДЕНИЕ, НЕФТЬ, ГАЗ, ПЛАСТ, ЗАЛЕЖЬ, ДОБЫЧА, ИНТЕНСИФИКАЦИИ, ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА, ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА, ДЕБИТ.
Объектом исследования является скважина № Х Х нефтяного месторождения.
Цель работы - расчёт гидроразрыва пласта на скважине № Х Х нефтяного месторождения и анализ эффективности его проведения.
В процессе исследования проводился анализ использования гидроразрыва пласта, бурения горизонтальных скважин и глинокислотной обработки, а также сделаны выводы об эффективности их применения на Х месторождении. В результате исследования предложена оценка эффективности гидроразрыва, выполнен расчет экономической эффективности проекта.
Экономическая эффективность работы: Многократное увеличение накопленной добычи. Окупаемость проекта составляет 8 суток.
Введение
Х нефтяное месторождение эксплуатируется уже более 10 лет. За данный период, дебиты добывающих скважин, значительно сократились. Если проанализировать динамику изменения фактического дебита по скважинам, то следует отметить значительное его снижение, хотя по свойствам коллекторов, продуктивные пласты остаются довольно перспективными с целью дальнейшей эксплуатации, исходя из этого, рекомендуется проводить методы интенсификации жидкости. Снижение продуктивности ведет за собой ухудшение проницаемости их призабойной зоны. Следовательно, на данном месторождении необходимо проводить методы по увеличению добычи жидкости, позволяющие восстанавливать и улучшать фильтрационные свойства коллектора.
Как показывает зарубежный и отечественный опыт наиболее распространенным и эффективным методом воздействия на ПЗП является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В России ГРП начал применяться с 1952 года.
В настоящее время на предприятиях Западной Сибири ежегодно выполняют более 500 ГРП. Успешность операций в среднем составляет 90%, увеличение дебитов скважин в среднем в 3,5 раза.
В выпускной квалификационной работе проведен анализ методов интенсификации притока жидкости на Х месторождении, выполнена оценка применения гидравлического разрыва пласта, для повышения продуктивности скважин.
Работы по проведению гидроразрыва пласта на скважинах Х месторождения были начаты в 2007 году. Опыт проведения ГРП показал его высокую эффективность. На месторождении опробован целый ряд технологий по интенсификации притока пластового флюида. До последнего времени наиболее эффективными были химические методы интенсификации притока. Но химическая обработка ПЗП не может решить всех проблем. Объем закольматированной породы, радиус «загрязнения», может располагаться за пределами досягаемости радиуса кислотной обработки.
Целью выпускной квалификационной работы является анализ особенностей технологии гидроразрыва пласта на Х месторождении и оценка эффективности его проведения.
— изучение геолого-физических свойств продуктивных пластов;
— анализ текущего состояния разработки месторождения и выработки запасов углеводородного сырья;
— анализ результатов и оценка технологической эффективности проведения геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти на Х месторождении.
Защищаемые положения:
— результаты сравнения показателей работы скважин после проведения геолого-технических мероприятий по обработке призабойных зон с целью интенсификации притока жидкости на Х месторождении;
— результаты расчета технологических параметров и подбор оборудования для ГРП;
— комплексная оценка эффективности проведения ГРП на скважине № Х.
Ключевые слова: Х МЕСТОРОЖДЕНИЕ, НЕФТЬ, ГАЗ, ПЛАСТ, ЗАЛЕЖЬ, ДОБЫЧА, ИНТЕНСИФИКАЦИИ, ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА, ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА ПЛАСТА, ДЕБИТ.
Объектом исследования является скважина № Х Х нефтяного месторождения.
Цель работы - расчёт гидроразрыва пласта на скважине № Х Х нефтяного месторождения и анализ эффективности его проведения.
В процессе исследования проводился анализ использования гидроразрыва пласта, бурения горизонтальных скважин и глинокислотной обработки, а также сделаны выводы об эффективности их применения на Х месторождении. В результате исследования предложена оценка эффективности гидроразрыва, выполнен расчет экономической эффективности проекта.
Экономическая эффективность работы: Многократное увеличение накопленной добычи. Окупаемость проекта составляет 8 суток.
Введение
Х нефтяное месторождение эксплуатируется уже более 10 лет. За данный период, дебиты добывающих скважин, значительно сократились. Если проанализировать динамику изменения фактического дебита по скважинам, то следует отметить значительное его снижение, хотя по свойствам коллекторов, продуктивные пласты остаются довольно перспективными с целью дальнейшей эксплуатации, исходя из этого, рекомендуется проводить методы интенсификации жидкости. Снижение продуктивности ведет за собой ухудшение проницаемости их призабойной зоны. Следовательно, на данном месторождении необходимо проводить методы по увеличению добычи жидкости, позволяющие восстанавливать и улучшать фильтрационные свойства коллектора.
Как показывает зарубежный и отечественный опыт наиболее распространенным и эффективным методом воздействия на ПЗП является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В России ГРП начал применяться с 1952 года.
В настоящее время на предприятиях Западной Сибири ежегодно выполняют более 500 ГРП. Успешность операций в среднем составляет 90%, увеличение дебитов скважин в среднем в 3,5 раза.
В выпускной квалификационной работе проведен анализ методов интенсификации притока жидкости на Х месторождении, выполнена оценка применения гидравлического разрыва пласта, для повышения продуктивности скважин.
Работы по проведению гидроразрыва пласта на скважинах Х месторождения были начаты в 2007 году. Опыт проведения ГРП показал его высокую эффективность. На месторождении опробован целый ряд технологий по интенсификации притока пластового флюида. До последнего времени наиболее эффективными были химические методы интенсификации притока. Но химическая обработка ПЗП не может решить всех проблем. Объем закольматированной породы, радиус «загрязнения», может располагаться за пределами досягаемости радиуса кислотной обработки.
Целью выпускной квалификационной работы является анализ особенностей технологии гидроразрыва пласта на Х месторождении и оценка эффективности его проведения.
— изучение геолого-физических свойств продуктивных пластов;
— анализ текущего состояния разработки месторождения и выработки запасов углеводородного сырья;
— анализ результатов и оценка технологической эффективности проведения геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти на Х месторождении.
Защищаемые положения:
— результаты сравнения показателей работы скважин после проведения геолого-технических мероприятий по обработке призабойных зон с целью интенсификации притока жидкости на Х месторождении;
— результаты расчета технологических параметров и подбор оборудования для ГРП;
— комплексная оценка эффективности проведения ГРП на скважине № Х.
В результате анализа полученных результатов, можно сделать вывод, что наиболее эффективным методом повышения интенсификации притока жидкости на Х месторождении является ГРП. Ему уступают бурение горизонтальных скважин, в связи с высокой стоимостью проведения работ, а так же проведение физикохимических методов обработки призабойной зоны, которые дают не значительный положительный эффект.
Проведенный анализ ГТМ позволяет сэкономить средства и сосредоточится на эффективных методах интенсификации.
Исследуя проектируемые данные и данные полученные после проведения ГРП, было отмечено незначительное отличие их от фактических значений, что подтверждает проведенный расчет технологических параметров.
Комплексный анализ промысловых данных работы скважины после ГРП позволяет сделать вывод о высокой эффективности его применения, что подтвердилось успешным проведением гидроразрыва пласта на скважине Х.
В данной работе проведен расчет экономического эффекта, при котором получены следующие результаты:
- прирост дебита на скважине после проведения ГРП увеличился с 20 до 81
о
м3/сут;
- для полного проведения работ, по интенсификации притока с помощью гидроразрыва пласта на Х месторождении, необходимо заложить в план работ затраты на сумму 6 010 188,14 рублей;
- затраты на проведение гидравлического разрыва пласта окупились в течении 8 суток, при продолжительности технологического эффекта 365 дней, что свидетельствует о целесообразности проведения гидравлического разрыва пласта на скважине.
Таким образом, можно прогнозировать дальнейшее внедрение ГРП на скважинах Х месторождения.
Выводы:
1. На объекте Ю1-1 было произведено 37 операций на 33 скважинах, запущенно 13 скважин, из них 100 % запущены, с общим достижением запланированного дебита нефти 105%. На объекте произведено: на новых скважинах - 23 операции, на скважинах действующего фонда 13 операций.
Достижение запускного планового дебита жидкости составляет - 115%, планового дебита нефти - 105%.
2. Достижение запускного планового дебита жидкости на новом фонде составляет - 120%, планового дебита нефти - 117%. Средний запускной дебит жидкости работы составляет 67,1 м3/сут., дебит нефти - 25,2 т/сут.
3. Достижение запускного планового дебита жидкости на действующем фонде составляет - 108 %, планового дебита нефти - 90%. Средний запускной дебит жидкости работы составляет 49,7 м3/сут., дебит нефти - 16,9 т/сут. Основная причина недостижения - является повышенный процент обводненности 52% от плановых 60%.
4. За рассматриваемый период на объекте Ю закачано 8285 м3 жидкости (геля) в среднем 223,9 м3 на скважину, 2560 тонны проппанта, в среднем по 69.2 т проппанта на операцию и 6 т на метр эффективной толщины. Средняя проводимость пласта (kh) на скважину составляет 15,1 мД*м, средний объем использованной жидкости на тонну закачанного проппанта составляет 3,2 м3/т.
Проведенный анализ ГТМ позволяет сэкономить средства и сосредоточится на эффективных методах интенсификации.
Исследуя проектируемые данные и данные полученные после проведения ГРП, было отмечено незначительное отличие их от фактических значений, что подтверждает проведенный расчет технологических параметров.
Комплексный анализ промысловых данных работы скважины после ГРП позволяет сделать вывод о высокой эффективности его применения, что подтвердилось успешным проведением гидроразрыва пласта на скважине Х.
В данной работе проведен расчет экономического эффекта, при котором получены следующие результаты:
- прирост дебита на скважине после проведения ГРП увеличился с 20 до 81
о
м3/сут;
- для полного проведения работ, по интенсификации притока с помощью гидроразрыва пласта на Х месторождении, необходимо заложить в план работ затраты на сумму 6 010 188,14 рублей;
- затраты на проведение гидравлического разрыва пласта окупились в течении 8 суток, при продолжительности технологического эффекта 365 дней, что свидетельствует о целесообразности проведения гидравлического разрыва пласта на скважине.
Таким образом, можно прогнозировать дальнейшее внедрение ГРП на скважинах Х месторождения.
Выводы:
1. На объекте Ю1-1 было произведено 37 операций на 33 скважинах, запущенно 13 скважин, из них 100 % запущены, с общим достижением запланированного дебита нефти 105%. На объекте произведено: на новых скважинах - 23 операции, на скважинах действующего фонда 13 операций.
Достижение запускного планового дебита жидкости составляет - 115%, планового дебита нефти - 105%.
2. Достижение запускного планового дебита жидкости на новом фонде составляет - 120%, планового дебита нефти - 117%. Средний запускной дебит жидкости работы составляет 67,1 м3/сут., дебит нефти - 25,2 т/сут.
3. Достижение запускного планового дебита жидкости на действующем фонде составляет - 108 %, планового дебита нефти - 90%. Средний запускной дебит жидкости работы составляет 49,7 м3/сут., дебит нефти - 16,9 т/сут. Основная причина недостижения - является повышенный процент обводненности 52% от плановых 60%.
4. За рассматриваемый период на объекте Ю закачано 8285 м3 жидкости (геля) в среднем 223,9 м3 на скважину, 2560 тонны проппанта, в среднем по 69.2 т проппанта на операцию и 6 т на метр эффективной толщины. Средняя проводимость пласта (kh) на скважину составляет 15,1 мД*м, средний объем использованной жидкости на тонну закачанного проппанта составляет 3,2 м3/т.